REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2999/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
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 Regional de Distribuição de Energia do Litoral Norte - Coopernorte.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-21
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL
Em 08 de dezembro de 2021
Processo: 48500.005051/2020-75.
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes às Permissionárias de Distribuição de
Energia Elétrica com aniversário contratual em 22 de
dezembro de 2021.
I - DO OBJETIVO
1. Esta Nota Técnica apresenta os resultados dos processos tarifários das
Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica com aniversário contratual em 22 de dezembro
de 2021. Os resultados foram calculados em conformidade com as disposições legais e normativas
pertinentes e segundo as regras estabelecidas nos Contratos de Permissão de Distribuição. O
detalhamento dos cálculos do processo tarifário de cada permissionária é apresentado no Anexo 1.
II - DOS FATOS
2. Os Contratos de Permissão têm por objetivo a regulação da exploração de serviços
públicos de distribuição de energia elétrica. Estes Contratos preveem a periodicidade dos processos
tarifários que podem ser do tipo: Reajuste Tarifário Anual ou Revisão Tarifária Periódica. Os
Reajustes ocorrem anualmente, nas datas de aniversário contratual, exceto quando acontecem as
Revisões, estas a cada 4 anos.
3. A Resolução Normativa nº 704, de 22 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e
a revisão dos Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que
definem as regras de reajuste e de revisão tarifária das permissionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica e minuta de termo aditivo ao contrato de permissão.
4. As permissionárias com aniversário contratual em 22 de dezembro de 2021 seguem
a metodologia estabelecida pelo PRORET 8.4. A Tabela 1, detalha as informações das
permissionárias, bem como o processo tarifário ao qual estão submetidas.
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Tabela 1 - Permissionárias com data de aniversário contratual em 22 de dezembro de 2021
Número do

Sigla Permissionária Tipo de Processo Carta
Contrato Tarifário
Revisão

Ceprag Cooperativa de Eletricidade Praia Grande 19/2010 Tarifária Ofício nº47de 22/11/21
Periódica

Coopersul Cooperativa Regional de Eletrificação Rural Fronteira Sul Ltda. - COOPERSUL 013/2018 Reajuste Carta s/n de 22/11/21
Tarifário Anual
Reajuste

Coopernorte Cooperativa Regional de Distribuição De Energia do Litoral Norte - COOPERNORTE 012/2018 Ofício nº32 de 22/11/21
Tarifário Anual
5. Em 22 de novembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT publicou
o Despacho nº 3.672/2021, fixando os valores das subvenções para Cooperativas, Permissionárias
e Concessionária, com baixa densidade de carga supridas pela Companhia Estadual de Distribuição
de Energia Elétrica – CEEE-D.
6. Em 6 de dezembro de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças – SAF, as permissionárias encontram-se adimplentes
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.
III - DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS
7. Para o cálculo tarifário, a receita anual da permissionária é dividida em duas parcelas:
a "Parcela A", formada pelos custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia,
além dos encargos setoriais; e a "Parcela B", formada por custos diretamente gerenciáveis pela
permissionária, próprios da atividade de distribuição.
8. O cálculo tarifário também compreende o cálculo dos componentes financeiros, que
não compõem a Parcela A e B da permissionária, mas que são acrescentados ou subtraídos das
tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos 12 meses subsequentes ao processo
tarifário em processamento.
9. Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 22
de dezembro de 2021 conduziram ao resultado apresentado na Tabela 2:
Tabela 2 - Efeito Médio Para o Consumidor Cativo
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio Efeito B1

Ceprag 0,72% -11,69% -10,20% -12,73%
Coopersul 6,30% 8,86% 8,65% 4,86%
Coopernorte 10,47% 8,30% 8,34% 6,59%
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10. Destaca-se a diferença entre o efeito médio de alta e baixa tensão da Ceprag. Essa
diferença é resultado da variação da subvenção para baixa densidade de carga em razão da revisão,
a qual tende a impactar os consumidores de baixa tensão, por se tratar de um financeiro negativo
de Parcela B.
11. O efeito médio decorre:
i. da atualização dos itens de custos das Parcelas A e B, calculado conforme contrato
de permissão;
ii. da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual cálculo tarifário
para compensação nos 12 meses subsequentes; e
iii. da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, que vigoraram até a data deste em processamento.
12. A Tabela 3, mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio de cada
permissionária.
Tabela 3 - Efeito por Itens de custos

| Itens de Custo | Ceprag | Coopersul Coopernorte |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 0,98% | 0,52% | 0,53% |
| CDE | 0,34% | 0,28% | 0,27% |
| ESS/EER | 0,45% | 0,00% | 0,00% |
| Proinfa | 0,23% | 0,18% | 0,19% |
| TFSEE | -0,05% | 0,06% | 0,07% |
| Transporte | 3,22% | 0,35% | 2,27% |
| Uso do sistema de distribuição | 3,22% | 0,35% | 2,27% |
| Compra de Energia | 6,39% | 6,37% | 1,42% |
| Parcela A | 10,58% | 7,25% | 4,21% |
| Parcela B | -8,30% | 9,90% | 10,41% |
| Total Econômico | 2,29% | 17,15% | 14,62% |
| Repasse de PIS COFINS | 1,42% | 1,53% | 1,52% |
| Neutralidade Encargos Setoriais | -0,63% | 0,35% | -0,20% |
| Compensação DIC FIC | -0,14% | -2,60% | -0,69% |
| Subvenção Baixa Densidade de Carga | -27,07% | -52,47% | -33,34% |
| Retenção de Adicional de Bandeiras Tarif. | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Previsão Risco Hidrológico | 0,99% | 0,00% | 0,00% |
| Diferimento Pis Cofins | -1,42% | 0,00% | -1,52% |
| Efeito COVID da Supridora | 0,00% | -0,79% | 0,00% |
| Total Financeiro | -26,84% | -53,99% | -34,23% |

Retirada dos Finan. do Ano Anterior e

14,35% 45,49% 27,95%
alteração dos descontos na tarifa.

Efeito Médio -10,20% 8,65% 8,34%
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13. Analisando a Tabela 3, destacam-se os reajustes da Coopersul e Coopernorte com
efeito médio a ser percebido pelos consumidores das permissionárias de 8,65% e 8,34%
respectivamente. Estes resultados foram decorrentes, principalmente, da variação das tarifas de
suprimento de energia.
14. No caso da Ceprag o efeito médio a ser percebido pelos consumidores é de -10,20%
sendo decorrente da redução da Parcela B, bem como, em razão da revisão da subvenção para baixa
densidade de carga.
15. O Gráfico 1, mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da
Receita das permissionárias.
47,5%
53,9%
61,2%
8,9%
5,9%
11,2%
6,4%
14,6%
13,8%
32,4%
25,6%
18,6%

Ceprag Coopersul Coopernorte
Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais Custo de Distribuição
Gráfico 1 - Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida
16. O Gráfico 2, ilustra a participação de cada segmento na composição da receita das
distribuidoras com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais declaradas no SAMP.
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20,4% 19,6%
26,2%
0,0%
4,4% 0,0%
37,8%
40,9%
45,2%
7,1%
4,5%
8,9%
11,1% 4,7%
10,2%
25,8%
19,4%
13,7%

Ceprag Coopersul Coopernorte
Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais Custo de Distribuição PIS/COFINS ICMS
Gráfico 2 - Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida com tributos
17. A título de informação, apresenta-se, no Gráfico 3, a comparação entre a tarifa
residencial B1 das permissionárias calculadas e as principais supridoras.
B1-Permissionária B1- Supridora
815,69
632,80 640,98
629,70 629,70
532,24

Ceprag (Celesc) Coopersul (CEEE-D) Coopernorte (CEEE-D)
Gráfico 3 - Comparação das tarifas residenciais B1 com a principal supridora
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III.1. Do Cálculo Tarifário
III.1.1 Período de Referência
18. O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias,
ora em análise, é de dezembro de 2020 a novembro de 2021.
III.1.2 Receita de Referência (RA)
19. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram utilizados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP para o período de referência e as tarifas homologadas no processo tarifário
anterior. A Tabela 4 apresenta o valor final da Receita de Referência (RA) por permissionária.
Tabela 4 - Receita de Referência

Fornecimento Energia Total Número de
Permissionária Receita (R$)

| (MWh) | (MWh) | Consumidores |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceprag | 54.952 | 54.952 | 43.237.946,60 | 18.577 |
| Coopersul | 19.161 | 19.161 | 19.061.100,34 | 5.508 |
| Coopernorte | 16.897 | 16.897 | 16.529.015,58 | 6.700 |

III.1.3. Encargos Setoriais
20. Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria1. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a permissionária. Os encargos são:
i. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;
ii. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;
iii. CDE – Conta Covid;
iv. Encargo de Serviços de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – ERR; e
v. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa.
21. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE é
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período
1 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: PRORET Submódulo 5.5.
no
- CDE: Resolução Homologatória 2.864/2021.
- Proinfa: Resolução Homologatória n° 2.815/2020.
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de referência, pelos custos da CDE (R$/MWh), por nível de tensão, descontados os montantes das
unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda.
22. A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa é calculada pela
multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período de referência,
descontando os valores da Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do Proinfa (R$/MWh).
23. Os encargos de ESS e EER se aplicam às empresas que possuem contratos de energia
no ACL. Isso ocorre para Ceprag. Destaca-se que os montantes foram calculados considerando a
carga total da permissionária, conforme determina o PRORET 5.4.
24. Apresenta-se, na Tabela 5, os encargos setoriais considerados nos cálculos tarifários.
Tabela 5 – Encargos Setoriais

| Permissionária | TFSEE | CDE | ESS/EER | PROINFA | Encargo Total |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceprag | 87.520,66 | 3.159.264,33 | 195.408,02 | 499.133,24 | 3.941.326,26 |
| Coopersul | 53.803,27 | 1.098.226,43 | - | 171.876,99 | 1.323.906,69 |
| Coopernorte | 51.060,70 | 1.002.918,09 | - | 155.663,52 | 1.209.642,30 |

III.1.4. Compra de Energia
25. A energia requerida é obtida a partir do mercado faturado de venda da
permissionária acrescido das perdas regulatórias. Para o cálculo da despesa com energia comprada
para revenda, apura-se a energia requerida para atendimento do mercado de referência e a tarifa
média de energia.
26. Conforme estabelece o PRORET 8.4, as permissionárias poderão encaminhar pleito
de perdas, limitado ao valor realizado nos últimos 12 meses. Caso essa informação não seja
encaminhada, a ANEEL utilizaria o percentual do último processo tarifário2. A Tabela 6, demonstra
o cálculo da energia requerida.
2 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do PRORET.
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Tabela 6 - Energia Requerida
Perdas

Fornecimento + Perdas Regulatórias Energia Requerida
Permissionária Regulatórias

Suprimento (MWh) (%) (MWh)
(MWh)

Ceprag 54.951,84 11,12% 6.878,54 61.830,38
Coopersul 19.160,78 6,02% 1.226,34 20.387,11
Coopernorte 16.896,50 7,46% 1.361,55 18.258,05
* perdas regulatórias sobre a energia injetada.
27. A tarifa média de compra de energia é calculada com base:
a) nos contratos de suprimento de energia associadas aos percentuais de
descontos;
b) nas compras de energia feitas por chamada pública (quando houver);
c) Compras obrigatórias por Lei: Angra e Contratos de Cotas de Garantia Física –
CCGF (Lei 12.783/2013) nos casos em que a permissionária compra energia por
meio de Leilão (quando houver);3
d) nos montantes de PROINFA, os quais são valorados a custo zero; e
e) de Geração Própria (quando aplicável).
28. A permissionária Ceprag passou a adquirir energia no Ambiente de Contratação Livre
(ACL)4, via contratos vinculados à chamada pública. A aquisição de energia no ACL tem como
objetivo substituir os contratos de suprimento, que tem um preço mais elevado. A Tabela 7, detalha
a compra de energia por chamada pública.
Tabela 7 - Compra de Energia em chamada Pública

Montante Preço Percentual da Inicio de
Permissionária Vendedor Custo total (R$)
Contratado (MWh) (R$/MWh) Carga Vigência
COMERC - Comercializadora de

Ceprag 19.302,84 R$ 157,32 68,58% 3.036.631,16 01/06/2022
Energia Elétrica LTDA
29. Para a permissionária Ceprag, foram calculados os montantes de energia obrigatórios
(Angra e CCGF), considerando a carga total das permissionárias, conforme estabelecem os PRORETs
11.2 e 12.6.
3 Conforme Parecer 128/2020/PFANEEL-PGF-AGU, SIC: 48516.001214/2020-00, de 13 de maio de 2020, as permissionárias não se incluem como
cotistas de Itaipu.
4
Conforme Memorandos nº 176 e 177/2021-SRM/ANEEL, de 29/10/2021. SIC:48580.0000854/2021-00 e 48580.0000857/2021-00,
respectivamente.
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30. A Tabela 8, resume os custos com a compra de energia considerados no processo
tarifário.
Tabela 8 - Custos com Compra de Energia

| Proinfa | Leilão de | Suprimento | Compra de Tarifa Média |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Angra | CCGF | (MWh) | compras | (MWh) | Energia (MWh) (R$/MWh) | Despesa (R$) |  |
| Ceprag | 894,24 | 7.232,88 | 2.180,35 | 18.713,91 | 32.808,99 | 61.830,38 | 231,82 | 14.333.391,64 |
| Coopersul | - | - | 530,15 | 19.856,96 | 20.387,11 | 280,34 | 5.715.237,57 |  |
| Coopernorte | - | - | 440,40 | 17.817,65 | 18.258,05 | 192,68 | 3.517.906,37 |  |

31. De acordo com a Lei 13.360/2016, os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de
distribuição e transmissão (TUSD) e nas tarifas de energia (TE) concedidos às cooperativas de
eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, deverão ser reduzidos até a sua extinção. A
avaliação dessa redução ocorre em cada processo tarifário, respeitado o efeito médio final a 10%
(dez por cento). Os descontos vigentes não são alterados quando observados efeitos médios
superiores à 10%.
32. A Tabela 9, elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de energia.
Tabela 9 - Descontos e tarifas de suprimento

| Nível de | Desconto Desconto | Tarifa com |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Supridora | REH Supridora |  |  |  |  |
| Tensão | Anterior | Atual | desconto |  |  |  |
| Ceprag | Celesc | A3 | 29,10% | 0,00% | 313,30 | 2.921/2021 |
| Coopersul | CEEE -D | A4 | 20,42% | 9,05% | 287,82 | 2.972/2021 |
| Coopernorte | CEEE -D | A4 | 37,61% | 37,61% | 197,44 | 2.972/2021 |

III.1.5 Custos de Transporte
33. Os custos de transporte são compostos pelos custos:
i. Rede Básica, composta pelos custos de Rede Básica Sistêmica, de Rede Básica de
Fronteira e de Conexão à Transmissão (DIT); e
ii. Uso do Sistema de Distribuição – CUSD.
34. Os custos referentes ao Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) referem-se aos
valores pagos pelas permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras
concessionárias e/ou permissionárias. A Tabela 10, demonstra o custo de transporte de energia de
cada permissionária.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
Tabela 10 - Custos de Transporte de Energia
Rede Básica

Permissionária Rede Básica CUSD Custos com Transporte
Fronteira

Ceprag - - 4.952.447,27 4.952.447,27
Coopersul - - 3.254.258,04 3.254.258,04
Coopernorte - - 2.617.304,18 2.617.304,18
35. Para a obtenção dos custos referentes ao CUSD, multiplicam-se os montantes de
suprimento5.
demanda e energia constantes nas faturas de suprimento pelas respectivas tarifas de
A Tabela 11, elenca as tarifas de suprimento relativas ao CUSD.
Tabela 11 - Tarifas de suprimento relativas ao CUSD

| Nível de | TUSD KW | TUSD KW | TUSD |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Supridora | REH Supridora |  |  |  |  |
| Tensão | Ponta | Fora Ponta MWh |  |  |  |  |
| Ceprag | Celesc | A3 | 21,11 | 11,26 | 7,49 | 2.921/2021 |
| Coopersul | CEEE -D | A4 | 27,88 | 16,29 | 10,62 | 2.972/2021 |
| Coopernorte | CEEE -D | A4 | 27,88 | 16,29 | 10,62 | 2.972/2021 |

36. Importa esclarecer que, desde 2017, as permissionárias devem encaminhar as
informações de suprimento por meio do Sistema de Cadastramento das Faturas de Suprimento das
Distribuidoras de Energia - SRI. As empresas foram informadas que os dados devem ser
encaminhados até 45 dias antes da data de aniversário da Permissionária (D-45), conforme
estabelecido no submódulo 10.2 do PRORET. A partir do SRI, são extraídas informações relativas aos
contratos de suprimento de energia, ao CUSD e aos financeiros: PIS/COFINS, DIC/FIC e ICMS.
37. Ocorre que a Coopersul não encaminhou as informações referentes ao suprimento
na data estabelecida pelo PRORET. Os dados foram cadastrados com atraso e inconsistências. A
empresa não informou o total de R$ 495 mil em compensação de DIC/FIC, valor esse que contribui
com a modicidade tarifária. A permissionária deve observar os prazos estipulados com maior rigor
para evitar prejuízo ao consumidor.
III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do PRORET
38. A metodologia prevê que as permissionárias apresentem o pleito relativo aos custos
de Parcela B, sendo este valor limitado ao definido no Despacho nº 612/2021 e observada sua regra
de atualização6. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último
5
Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras.
6 Regra definida no Submódulo 8.4 do PRORET.
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Fls. 11 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
processo tarifário.
39. A Tabela 12, apresenta os valores de Parcela B solicitados pelas permissionárias e os
efetivamente considerados nos respectivos cálculos.
Tabela 12 - Custos de Parcela B

Operação e Parcela B Diferença em
Permissionária Investimentos Pleito Parcela B Limite Parcela B
Mauntenção Considerada relação ao limite

Ceprag 3.800.000,00 17.200.000,00 21.000.000,00 26.342.597,57 21.000.000,00 25,4%
Coopersul 5.474.524,76 6.561.617,48 12.036.142,24 12.036.142,24 12.036.142,24 0,0%
Coopernorte 3.699.969,70 7.900.630,00 11.600.599,70 11.600.599,70 11.600.599,70 0,0%
III.1.7 Componentes Financeiros
40. Os componentes financeiros, presentes nestes processos tarifários, decorrem dos
seguintes ajustes financeiros, apresentados na Tabela 13:
i. Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso do sistema de distribuição;
ii. Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A;
iii. Repasse para compensação por descontinuidade;
iv. Subvenção Baixa Densidade de Carga;
v. Retenção adicional de Bandeiras Tarifarias;
vi. Previsão de risco hidrológico;
vii. Crédito de Pis/Cofins sobre o ICMS;
viii. Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da REN 414/2021;
ix. Diferimento de Energia;
x. Diferimento de Parcela B; e
xi. Diferimento de Pis/Cofins.
Tabela 13 - Componentes Financeiros
Repasse de PIS Subvenção Baixa Previsão de Risco Diferimento Efeito COVID

| Permissionária | Neutralidade Comp.DIC FIC | Total Financeiros |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| COFINS | Densidade de Carga Hidrológico | Pis Cofins* da Supridora |  |  |  |  |
| Ceprag | 613.069,49 - 271.988,26 - 58.820,34 | - 11.703.468,88 | 427.077,67 - 613.069,49 | - | - 11.607.199,81 |  |
| Coopersul | 290.907,95 65.798,12 - 495.798,80 | - 10.002.090,66 | - | - - 150.609,20 | - 10.291.792,59 |  |
| Coopernorte | 250.877,36 - 32.805,91 - 114.426,12 | - 5.510.422,01 | - | - 250.877,36 | - | - 5.657.654,04 |

* Este valor contempla a reversão dos diferimentos solicitados em 2020 e a os diferimentos solicitados em 2021.
41. Dentre os financeiros, destaca-se o financeiro de Diferimento de Pis/Cofins solicitado
pelas permissionárias Ceprag e Coopernorte para reduzir o impacto tarifário ao consumidor. A
Ceprag solicitou o valor de R$ 1.258.130,82 o qual impactou o reajuste em -2,91%. Já a Coopernorte
solicitou o valor de R$ 459.247,08, o qual impactou o reajuste em -2,78%. Estes valores deverão ser
considerados no próximo processo tarifário atualizados pelo IPCA (data de referência: 01/12/2021).
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Fls. 12 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
42. Destaca-se também a reversão dos diferimentos de Pis/Cofins solicitados em 2020
pela Ceprag e pela Coopernorte. No caso da Ceprag, o valor revertido foi de R$ 645.061,33, com
impacto de 1,49%. No caso da Coopernorte, o valor revertido foi de 208.369,73, com impacto de
1,26%. (Valores atualizados a preços de 01/12/2021). A Tabela 14, apresenta o resumo dos
diferimentos de 2021 e reversão dos diferimentos de 2020.
Tabela 14 – Diferimentos
Ceprag % Coopernorte %

Reversão Diferimento 2020 645.061,33 1,49% 208.369,73 1,26%
Diferimento 2021 - 1.258.130,82 -2,91% - 459.247,08 -2,78%
Total - 613.069,49 -1,42% - 250.877,36 -1,52%
43. Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro
chamado conta-covid supridora. Durante os processos tarifários das permissionárias com
aniversário em 30/9/2020, a diretoria da ANEEL entendeu que a redução tarifária provocada
reversão da Conta Covid no processo tarifário da supridora não estava refletido na tarifa do
consumidor da permissionária que teve o seu desconto reduzido. Ocorre que no cálculo da redução
dos descontos tarifários é considerada a tarifa com efeitos da conta covid, fazendo com que a
redução dos descontos absorva a redução tarifária produzida pela conta covid. Assim foi criado um
financeiro de forma a compartilha com consumidor os efeitos da conta covid da supridora.
44. A Coopersul teve redução do desconto na tarifa de suprimento, que passou de
20,42% para 9,05%. Ao calcularmos o desconto tarifário com e sem conta-covid, verificou-se que
houve diferença no cálculo. Assim, foi calculado o financeiro de Conta- Covid supridora no valor de
R$ 150.609,20, com impacto tarifário de -0,79%. Este mesmo valor será repassado a distribuidora
por meio do subsídio de distribuição.
III.1.8 Subvenção CDE
45. A Subvenção CDE representa os valores mensais de subsídio relativos aos descontos
tarifários a serem repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE às
distribuidoras no período de competência de dezembro de 2021 a novembro de 20227, os quais
podem ser visualizados na Tabela 15. Representa também, o ajuste referente à diferença entre os
valores previstos e realizados no período de dezembro de 2020 a novembro de 2021.
7 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
Tabela 15 - Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários
Serviço Público
Irrigante/

Permissionária Distribuição Água, Esgoto Rural Total
Aquicultor
Saneamento

Ceprag 3.444,25 1.616,09 52.929,38 4.333,96 62.323,68
Coopersul 13.012,63 1.431,94 52.841,45 31.645,68 98.931,70
Coopernorte 3.539,81 - 36.020,68 49,07 39.609,56
46. A CCEE também é responsável pelo repasse da Subvenção CDE relativa à
compensação da baixa densidade de carga das permissionárias em relação às competências de
dezembro de 2021 a novembro de 2022. A Tabela 16, apresenta os valores mensais dos subsídios
relativos à compensação da baixa Densidade de Carga de cada permissionária.
Tabela 16 - Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.
Compensação em
função da baixa
Permissionária
densidade de
carga
Ceprag 975.289,07
Coopersul 833.507,55
Coopernorte 459.201,83
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
47. O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as
tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL,
que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do
respectivo contrato.
48. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997,
estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e
de tarifas.
49. O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art.
9° da Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016, estabelece a incumbência da ANEEL para
homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e dos
Contratos de Permissão.
V - DA CONCLUSÃO
50. Com base na legislação vigente, no que consta do Processo no 48500.005051/2020-75
e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opina-se:
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Fls. 14 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
a. pela aprovação dos efeitos médios constantes da Tabela 17, que representam os
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em
22 de dezembro de 2021;
Tabela 17 - Efeito médio para os consumidores cativos
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio Efeito B1

Ceprag 0,72% -11,69% -10,20% -12,73%
Coopersul 6,30% 8,86% 8,65% 4,86%
Coopernorte 10,47% 8,30% 8,34% 6,59%
b.
pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com
data de aniversário contratual em 22 de dezembro de 2021;
c.
pela fixação dos valores das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento
Energético - CDE e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA;
d. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 22 de dezembro de
2021, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; e
e. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 22 de dezembro de
2021, de modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
51. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
52. O Anexo I detalha o cálculo de cada Permissionária.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
CHARLES ALEXANDRE LENZA ROCHA FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Analista Superior IV Coordenador de Processo Tarifário de
Distribuição
De acordo,
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005051/2020-75
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Fls. 16 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA
PERMISSIONÁRIA
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Fls. 17 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
I.1. Ceprag
A Ceprag, sediada na cidade de Praia Grande - SC, atende cerca de 19 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 43 milhões. Este ano, o contrato estabelece
que seja realizado o Revisão Tarifária Periódica - RTP.
A Tabela I.1.1 mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.1.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 3.519.113,95 | 4.198.926,14 | 19,32% | 1,57% | 9,35% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 109.330,74 | 87.520,66 | -19,95% | -0,05% | 0,19% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.012.116,21 | 3.159.264,33 | 4,89% | 0,34% | 7,03% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 195.408,02 | 100,00% | 0,45% | 0,44% |
| PROINFA | 397.667,00 | 756.733,12 | 90,29% | 0,83% | 1,69% |
| ENERGIA COMPRADA | 11.570.252,04 | 14.756.800,19 | 27,54% | 7,37% | 32,86% |
| Energia | 11.570.252,04 | 14.756.800,19 | 27,54% | 7,37% | 32,86% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.561.093,44 | 4.952.447,27 | 39,07% | 3,22% | 11,03% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.561.093,44 | 4.952.447,27 | 39,07% | 3,22% | 11,03% |
| Total de Parcela A | 18.650.459,43 | 23.908.173,61 | 28,19% | 12,16% | 53,24% |
| Total de Parcela B | 24.587.487,18 | 21.000.000,00 | -14,59% | -8,30% | 46,76% |

Variação econômica 3,86%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

| Repasse de PIS COFINS | 613.069,49 | 1,42% |
| --- | --- | --- |
| Neutralidade Encargos Setoriais | (271.988,26) | -0,63% |
| Compensação DIC FIC | (58.820,34) | -0,14% |
| Subvenção CDE | (11.703.468,88) | -27,07% |

0,00%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (0,00)
0,99%
Previsão de Risco Hidrologico 427.077,67

Diferimento Pis Cofins (613.069,49) -1,42%
Total Financeiros - 11.607.199,81 -26,84%
Variação econômica e financeira -22,98%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 14,66%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -8,32%
Os custos da Parcela A representam 53,24% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 12,16% da variação econômico-financeira da
Ceprag, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,57% no presente reajuste tarifário. Destacam-se o aumento do orçamento da
CDE-USO, gerando um efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais de
CDE para o ano de 2021, e a obrigação acerca dos Encargos de Serviços do Sistema
- ESS e Energia de Reserva - EER, efeito de 0,45%, decorrente da compra de
energia no Ambiente de Contratação Livre – ACL para o ano de 2022.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 3,22%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
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Fls. 18 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 7,37% na tarifa vigente. Esse impacto é reflexo da nova tarifa de
suprimento da Celesc conjugada com a compra de energia da COMERC
Comercializadora de Energia LTDA no Ambiente de Contratação Livre – ACL.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 46,76% da Receita, resultando
num efeito de -8,30% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 3,86%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -26,84%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (14,66%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em -8,32%.
Dentre os financeiros, destaca-se o financeiro de Diferimento de Pis/Cofins solicitado pela Ceprag,
para reduzir o impacto tarifário ao consumidor, no valor de R$ 1.258.130,82 o qual impactou o
reajuste em -2,91%. Este valor deverá ser considerado no próximo processo tarifário atualizado pelo
IPCA (data de referência: 01/12/2021).
Destaca-se também a reversão dos diferimentos de Pis/Cofins solicitados em 2020 pela Ceprag. O
valor revertido foi de R$ 645.061,33, com impacto de 1,49% (Valor atualizado a preço de
01/12/2021). A Tabela I.1.2, apresenta o resumo dos diferimentos de 2021 e reversão dos
diferimentos de 2020.
TABELA I.1.2 – Diferimentos
Valor (R$) %
Reversão Diferimento 2020 645.061,33 1,49%
Diferimento 2021 - 1.258.130,82 -2,91%
Total - 613.069,49 -1,42%
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceprag, em relação às
competências entre dezembro de 2021 a novembro de 2022, é de R$ 63.563,12. Esse valor já inclui
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre dezembro de 2020 a novembro
de 2021. A Tabela I.1.3 mostra o cálculo.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
TABELA I.1.3 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Distribuição | 3.444,25 | - | 3.444,25 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (10,88) | 1.663,71 | 1.652,83 |
| Subsidio Rural | (1.284,71) | 55.319,78 | 54.035,06 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (422,95) | 4.853,93 | 4.430,98 |
| TOTAL | 1.725,71 | 61.837,42 | 63.563,12 |

O Gráfico I.1.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
8,8% 7,4%
Custo de Energia
26,1%
Tributos
20,5% ICMS
20,4%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
37,2%
Gráfico I.1.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico I.1.2 mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora Celesc.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.

Ceprag Celesc IGP_M IPCA
950
850
750 725,14
682,83
626,71 645,71
650
MWh 564,47

550 531,10 520,49 532,24
/ 507,01 505,99
R$ 469,78
444,36 459,85

450 430,42 431,42
353,49
369,49 384,10
369,49

350 313,80 306,07
288,68
255,80 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 dez-13 dez-14 dez-15 dez-16 dez-17 dez-18 dez-19 dez-20 dez-21
Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
1- Em seu ofício a CEPRAG questiona:
"Na Tabela 9 – "Tarifas de Referência Para Cálculo de Descontos Tarifários (Celesc-DIS) da
Resolução Homologatória nº2.756, de 18 de agosto de 2020 constou a tarifa TUSD Ponta de
13,07 R$/kW a ser paga pela CEPRAG, e Tabela 11 – "Tarifas de Referência Para Cálculo de
Descontos Tarifários (Celesc – Dis)" da Resolução Homologatória nº2.921, de 17 de agosto
de 2021 constou a tarifa TUSD ponta de 21,11 R$/kW a ser paga pela CEPRAG, ou seja,
aumento de 62% da tarifa em um ano, que representa um aumento para a CEPRAG de
R$1.113.818,76 no custo do uso do sistema de distribuição da Celesc-Dis.
Analisando as duas tarifas observa-se que o principal motivo do aumento foi o valor de
TUSD BE fio B distribuição, que n arquivo PCAT de 2020 da Celesc-Dis o valor da CEPRAG no
subgrupo A3 era de 4,10 R$/kW, e no arquivo PCAT 2021 da Celesc-Dis o valor da CEPRAG
no subgrupo A3 era de 12,46 R$/kW, representando um aumento de 204%. Para as
cooperativas que pagam o uso do sistema de distribuição para a Celesc-Dis no subgrupo A4
a tarifa TUSD BE fio B de 12,23R$/kW. Existe motivo para a tarifa TUSD BE fio B subgrupo
A4 ser menor que a do subgrupo A3? Existe erro material na tarifa TUSD Ponta de 21,11
R$/kW de 2021, que representa aumento de 62% em relação ao valor de 2020?"
Esclarecimento da SGT:
Com relação à variação da TUSD BE fio B em A3, no ano de 2020 que foi o primeiro ano de
publicação da respectiva tarifa para a Ceprag, a conexão foi classificada como do Tipo D3.
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Fls. 21 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
No processo de Revisão da Celesc de 2021, foram analisadas todas as classificações de acesso
de distribuidoras. No caso da Ceprag, a conexão foi reclassificada como D2, conforme
estabelecido no 5.1 do submódulo 7.2 do PRORET.
Essa reclassificação, somada ao efeito da Revisão Tarifária Periódica da CELESC (nível e
estrutura tarifária), levou ao efeito percebido. Portanto, não houve erro material.
Pleito não acatado.
2- A Ceprag solicita o diferimento total do ressarcimento de PIS/COFINS de 2021 e do valor diferido
de PIS/COFINS de 2020, como forma de amenizar o impacto para os cooperados neste momento
de pandemia da Covid-19, grave crise econômica e sucessivos meses de cobrança de bandeira
tarifária de escassez hídrica.
Pleito acatado.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
I.2. Coopersul
A Coopersul, sediada na cidade de Bagé - RS, atende cerca de 6 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 19 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2019, a definição da
parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 704/2016.
A Tabela I.2.1 mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.2.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 1.223.861,00 | 1.323.906,69 | 8,17% | 0,52% | 5,93% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 41.642,80 | 53.803,27 | 29,20% | 0,06% | 0,24% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 1.045.309,77 | 1.098.226,43 | 5,06% | 0,28% | 4,92% |
| PROINFA | 136.908,44 | 171.876,99 | 25,54% | 0,18% | 0,77% |
| ENERGIA COMPRADA | 4.501.398,47 | 5.715.237,57 | 26,97% | 6,37% | 25,59% |
| Energia | 4.501.398,47 | 5.715.237,57 | 26,97% | 6,37% | 25,59% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.187.159,49 | 3.254.258,04 | 2,11% | 0,35% | 14,57% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.187.159,49 | 3.254.258,04 | 2,11% | 0,35% | 14,57% |
| Total de Parcela A | 8.912.418,97 | 10.293.402,30 | 15,50% | 7,25% | 46,10% |
| Total de Parcela B | 10.148.681,38 | 12.036.142,24 | 18,60% | 9,90% | 53,90% |

Variação econômica 17,15%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 290.907,95 1,53%
Neutralidade Encargos Setoriais 65.798,12 0,35%
-2,60%
Compensação DIC FIC (495.798,80)

Subvenção CDE (10.002.090,66) -52,47%
Efeito COVID da Supridora (150.609,20) -0,79%
Total Financeiros - 10.291.792,59 -53,99%
Variação econômica e financeira -36,84%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 45,49%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 8,65%
Os custos da Parcela A representam 46,10% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 7,25% da variação econômico-financeira da
Coopersul, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,52% no presente reajuste tarifário. Destaca-se o aumento do orçamento da
CDE-USO, gerando um efeito de 0,28%, decorrente do cálculo das cotas anuais de
CDE para o ano de 2021
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,35%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
CEEE-D.
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Fls. 23 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 6,37% na tarifa vigente. Esse efeito decorre principalmente da
redução do desconto na tarifa de suprimento que reduziu de 20,42% para 9,05%.
Esse impacto é, também, reflexo da nova tarifa de suprimento da CEEE-D para a
Coopersul.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 53,90% da Receita, resultando
num efeito de 9,90% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 17,15%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -53,99%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (45,49%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 8,66%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
tarifários8,
Quanto à subvenção da CDE para descontos valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coopersul, em relação às
competências entre dezembro de 2021 a novembro de 2022, é de R$ 98.890,32. Esse valor já inclui
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre dezembro de 2020 a novembro
de 2021. A Tabela I.2.2 mostra o cálculo.
TABELA I.2.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Distribuição | 461,87 | 12.479,27 | 12.941,14 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (676,09) | 2.108,64 | 1.432,55 |
| Subsidio Rural | (9.276,29) | 62.136,46 | 52.860,18 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 15.740,68 | 15.915,78 | 31.656,45 |
| 6.250,16 | 92.640,15 | 98.890,32 |  |

TOTAL
O Gráfico I.2.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
8 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
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.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
Custo de Energia
11,1% 4,8%
19,1%
ICMS
Tributos
24,0% 19,6%
PIS/COFINS
4,4%
Custo de
Distribuição
40,9%
Gráfico I.2.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico I.2.2 mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Permissionária nos últimos 3 anos e
as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CEEE-D.
Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
I.31. Coopernorte
A Coopernorte, sediada na cidade de Viamão - RS, atende cerca de 7 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 17 milhões. Este ano, o contrato de
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela I.3.1 mostra um resumo do cálculo tarifário.
TABELA I.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 1.122.708,09 | 1.289.979,37 | 14,90% | 1,01% | 6,76% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 39.195,71 | 51.060,70 | 30,27% | 0,07% | 0,27% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 958.819,12 | 1.002.918,09 | 4,60% | 0,27% | 5,26% |
| PROINFA | 124.693,26 | 236.000,59 | 89,26% | 0,67% | 1,24% |
| ENERGIA COMPRADA | 3.283.632,90 | 3.569.047,36 | 8,69% | 1,73% | 18,71% |
| Energia | 3.283.632,90 | 3.569.047,36 | 8,69% | 1,73% | 18,71% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 2.242.717,52 | 2.617.304,18 | 16,70% | 2,27% | 13,72% |
| Uso do sistema de distribuição | 2.242.717,52 | 2.617.304,18 | 16,70% | 2,27% | 13,72% |
| Total de Parcela A | 6.649.058,51 | 7.476.330,92 | 12,44% | 5,00% | 39,19% |
| Total de Parcela B | 9.879.957,07 | 11.600.599,70 | 17,42% | 10,41% | 60,81% |

Variação econômica 15,41%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 250.877,36 1,52%
Neutralidade Encargos Setoriais (32.805,91) -0,20%
-0,69%
Compensação DIC FIC (114.426,12)

Subvenção CDE (5.510.422,01) -33,34%
Diferimento Pis Cofins (250.877,36) -1,52%
Total Financeiros - 5.657.654,04 -34,23%
Variação econômica e financeira -18,82%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 28,24%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 9,42%
Os custos da Parcela A representam 39,19% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 5,00% da variação econômico-financeira da
Coopernorte, com destaque para:
b) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,01% no presente reajuste tarifário. Destaca-se o aumento do orçamento da
CDE-USO, gerando um efeito de 0,27%, decorrente do cálculo das cotas anuais de
CDE para o ano de 2021
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 2,27%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras
CEEE-D-D.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005051/2020-75
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Fls. 26 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 1,73% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas
tarifas de suprimento da CEEE-D-D para a Coopernorte.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 60,81% da Receita, resultando
num efeito de 10,41% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 15,41%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -34,23%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (28,24%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 9,42%.
Dentre os financeiros, destaca-se o financeiro de Diferimento de Pis/Cofins solicitado pela
Coopernorte, para reduzir o impacto tarifário ao consumidor, no valor de R$ 459.247,08 o qual
impactou o reajuste em -2,78%. Este valor deverá ser considerado no próximo processo tarifário
atualizado pelo IPCA (data de referência: 01/12/2021).
Destaca-se também a reversão dos diferimentos de Pis/Cofins solicitados em 2020 pela
Coopernorte. O valor revertido foi de R$ 208.369,73, com impacto de 1,26% (Valor atualizado a
preço de 01/12/2021). A Tabela I.3.2, apresenta o resumo dos diferimentos de 2021 e reversão dos
diferimentos de 2020.
TABELA I.3.2 – Diferimentos
Valor (R$) %

Reversão Diferimento 2020 208.369,73 1,26%
Diferimento 2021 - 459.247,08 -2,78%
Total - 250.877,36 -1,52%
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coopernorte, em relação às
competências entre dezembro de 2021 a novembro de 2022, é de R$ 39.942,12. Esse valor já inclui
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre dezembro de 2020 a novembro
de 2021. A Tabela I.3.3 mostra o cálculo.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
TABELA I.3.3 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Distribuição | 3.539,81 | - | 3.539,81 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 2.537,16 | 33.813,83 | 36.350,98 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (27,17) | 78,49 | 51,32 |
| TOTAL | 6.049,81 | 33.892,31 | 39.942,12 |

O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos

Custo de Energia Trasnmissão Setoriais
13,8% 10,1% 5,0%
Tributos
26,2% ICMS
26,2%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
44,9%
Gráfico I.3.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 3 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CEEED.
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Fls. 28 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021.
Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
1- A Coopernorte solicita o diferimento total do ressarcimento de PIS/COFINS de 2021 e do valor
diferido de PIS/COFINS de 2020, como forma de amenizar o impacto para os cooperados neste
momento de pandemia da Covid-19, grave crise econômica e sucessivos meses de cobrança de
bandeira tarifária de escassez hídrica.
Pleito acatado.
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
DAVI ANTUNES LIMA, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO, FRANCISCO DE MATTOS FAE, CHARLES ALEXANDRE LENZA ROCHA, ERIKA BRAGA LOURENCATTO