REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2966/2021
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 Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-10-22
Autor: ANEEL

11ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria
Brasília, 21/10/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005016/2020-56
INTERESSADOS: Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga,
a vigorar a partir de 23 de outubro de 2021.
I. R E L A T Ó R I O
A Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga é concessionária1 do serviço
público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Campinas/SP e atende aproximadamente
1,86 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente
faturamento anual na ordem de R$ 4,72 bilhões.
2. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº
885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada ao setor

elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública
(Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº
950, de 2020; e dispôs sobre outras providências.
3. Em 13 de outubro de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis, a
SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da CPFL Piratininga as planilhas finais de cálculo.
4. Pela Carta nº 010/R/CPFL Piratininga, de 15 de outubro de 2021 2, a CPFL Piratininga
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 009/2002-ANEEL.
2 SICNet nº 48513.028483/2021-00.

formalizou a solicitação de utilização dos valores concernentes aos recursos de Ultrapassagem de
Demanda e Excedente de Reativos – UDER, faturados desde a última revisão tarifária da concessionária,
e dos créditos para modicidade tarifária associados às Resoluções Normativas nº 414/2010 e 376/2009,
auferidos até setembro do presente ano, para serem incorporados neste processo tarifário como medida
para mitigar os efeitos tarifários.
5. Em 18 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 237/2021-SGT/ANEEL3, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da
distribuidora.
6. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
7. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL
Piratininga, a vigorar a partir de 23 de outubro de 2021, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 12,40%, sendo 5,69%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 16,40%,
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) 5,69%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 16,40%
Efeito Médio AT+BT 12,40%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
8. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa.
3 SICnet nº 48581.001621/2021-00.

9. No presente caso, essa diferença ocorreu, em especial, ao incremento dos custos
associados à energia e ao aumento da parcela B, cujas participações percentuais são mais significativas
aos consumidores cativos, os quais, em sua grande maioria, é formada pelo grupo de baixa tensão.
10. Em relação ao efeito médio de 12,40%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
8,17%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um
efeito de 6,62%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de -2,38%, conforme apresentado no Gráfico 1.
12,40%
6,62%
6,05%
2,91%
0,50%
-1,29%
-2,38%

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
11. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 3.567.061.829 3.666.832.911 | 2,80% | 2,11% | 71,83% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.001.020.070 1.024.490.690 | 2,34% | 0,50% | 20,07% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 5.385.425 | 6.844.874 | 27,10% | 0,03% | 0,13% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 758.391.727 | 691.137.742 | -8,87% | -1,43% | 13,54% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 26.605.751 | 100,00% | 0,56% | 0,52% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 73.186.045 | 100,00% | 1,55% | 1,43% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 84.063.231 | 57.893.333 | -31,13% | -0,55% | 1,13% |
| PROINFA | 113.107.711 | 122.158.220 | 8,00% | 0,19% | 2,39% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 39.874.343 | 46.475.071 | 16,55% | 0,14% | 0,91% |
| ONS | 197.635 | 189.654 | -4,04% | -0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 565.917.038 | 505.069.839 | -10,75% | -1,29% | 9,89% |
| Rede Básica | 323.201.764 | 305.567.335 | -5,46% | -0,37% | 5,99% |
| Rede Básica Fronteira | 98.435.604 | 71.584.903 | -27,28% | -0,57% | 1,40% |
| Rede Básica ONS (A2) | 263.335 | 240.475 | -8,68% | -0,00% | 0,00% |
| MUST Itaipu | 43.173.654 | 37.824.114 | -12,39% | -0,11% | 0,74% |
| Transporte de Itaipu | 58.503.931 | 45.566.231 | -22,11% | -0,27% | 0,89% |
| Conexão | 23.580.779 | 22.918.743 | -2,81% | -0,01% | 0,45% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 18.757.970 | 21.368.039 | 13,91% | 0,06% | 0,42% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.000.124.721 2.137.272.383 | 6,86% | 2,91% | 41,87% |  |
| PARCELA B | 1.152.052.625 1.437.703.286 | 24,79% | 6,05% | 28,17% |  |
| IRT | 4.719.114.453 5.104.536.198 | 8,17% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 335.394.837 | 6,62% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 506.651.202 | 10,00% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 64.160.531 | 1,27% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 127.780.143 | 2,52% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (8.764.161) | -0,17% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (55.818.108) | -1,10% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | 5.901.969 | 0,12% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (45.212.236) | -0,89% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.453.711 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 225.069.969 | 4,44% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (195.176.889) | -3,85% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 235.607 | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.297.842 | 0,03% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (2.293.741) | -0,05% |  |  |  |
| Recursos Destinados à Modicidade Tarifária (RENs 376/2009 e 414/2010) | (11.329.156) | -0,22% |  |  |  |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (73.044.664) | -1,44% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (133.357.203) | -2,63% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (72.159.981) | -1,42% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,38%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,40%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 71,83% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 2,11% 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 0,50%. Esse efeito decorreu da redução da cota da CDE_Uso
para a distribuidora, homologada pela REH 2.864/2021, com participação no
reajuste equivalente a -1,43%. Por outro lado, o efeito do início do recolhimento
da nova CDE_Conta-Covid, a partir de 2021, conforme disposto no Decreto nº
10.350/2020, teve uma participação total de 2,11%;
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de -
1,29%. 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 – já os custos de compra de energia representaram
um efeito tarifário de 2,91%. Contribuiu significativamente para esse efeito o
aumento do custo da energia proveniente dos contratos bilaterais (impacto de
1,80%), os quais são atualizados pelo IGP-M, como ainda pelo reajuste dos preços
dos contratos relacionados ao CCEAR Nova e Alternativa (impacto de 1,20%). O
gráfico seguinte demonstra essa variação, por tipo de contrato:

2,91%
1,80%
0,88%
0,32%
0,25% 0,24%
0,03%
-0,12%
-0,49%

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
13. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 28,17% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 6,05% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
14. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre outubro de
2020 e setembro de 2021 do IGP-M (de 24,86%), subtraída do Fator X (de 0,06%), o que totaliza 24,79%.
15. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem4 e com tributos5), 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.
4 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.
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,52% para o ICMS e de 5,24% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 24,76% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 32,90% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Custo de
Transmissão
PROINFA
9,9%
2,4%
Custo de
Energia
Encargos
41,9% CDE
Setorias 15,5%
20,1%
Custo de
ESS/EER
Distribuição
28,2% 1,1%
Outros
1,0%
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
Transmissão Setoriais
7,4% 15,1%
ICMS
Custo de Tributos
19,5%
Energia
24,8%
31,5%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS
5,2%
21,2%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 6,62% no atual reajuste da CPFL Piratininga, conforme indicado na
Tabela 2.
17. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento
6 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.

– Energia, com efeito de 10,00%, 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, Itaipu e
Usinas Repactuadas.
18. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 506.651.202 | 10,00% |
| CVA em processamento -Transporte | 64.160.531 | 1,27% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 127.780.143 | 2,52% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (8.764.161) | -0,17% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (55.818.108) | -1,10% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | 5.901.969 | 0,12% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (45.212.236) | -0,89% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.453.711 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 225.069.969 | 4,44% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (195.176.889) | -3,85% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 235.607 | 0,00% |
| Ajuste CUSD | 1.297.842 | 0,03% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (2.293.741) | -0,05% |
| Recursos Destinados à Modicidade Tarifária (RENs 376/2009 e 414/2010) | (11.329.156) | -0,22% |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (73.044.664) | -1,44% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (133.357.203) | -2,63% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (72.159.981) | -1,42% |
| Total | 335.394.837 | 6,62% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
19. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, 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.
20. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 237/2021-SGT/ANEEL:

a) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos ("UDER"): Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores
de 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 revisão tarifária posterior ao 3º Ciclo de
Revisão Tarifária Periódica – CRTP. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de
mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, está
sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados pela
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. Dessa
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 73 milhões, contribuindo com
uma redução tarifária de 1,44%. Destaca-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 Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente de Reativos – 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;
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009):
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade
tarifária, associados às Resoluções Normativas em apreço. Cuida-se de recursos recebidos pela
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus
consumidores, previstas no artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam
ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010;
e (iii) às multas aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento,
do Contratos de Compra de Energia Regulada ("CCER"), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 2009, cujo
volume informado e contabilizado pela distribuidora até setembro/2021 representa R$ 11,3 milhões,
contribuindo para redução do efeito em 0,22%. Vale ressaltar que o valores informados pela
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos
tarifários; e
c) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica: a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão

Hidroenrgética (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.
21. 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.
22. 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.
23. 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.
24. No processo da CPFL Piratininga, 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 julho/2021. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
25. 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.
26. 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.
27. Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 205,5 mi (efeito
de -4,06%), conforme saldo da distribuidora frente à Conta Bandeiras na competência de julho/2021, 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.
28. Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
29. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (121,91%), comparada com as variações do IGP-M (131,21%) e do
IPCA (77,18%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

B1 - Residencial 619,94
IGPM
552,92
IPCA 533,55
510,81
490,18
465,66
408,99 411,10 405,61
336,65
314,84
279,37
278,24
256,94
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Revisão 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.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
30. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de outubro/2021 a setembro/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 outubro/2020 a setembro/2021.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Ajuste Previsão
Tipo Valor Mensal (R$)
(R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 895.085,47 | 10.592.288,87 | 11.487.374,34 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (268,81) | 2.419,09 | 2.150,27 |
| Subsídio Distribuição | 47.413,17 | - | 47.413,17 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 41.833,18 | 712.704,47 | 754.537,65 |
| Subsídio Rural | 516,47 | 540.910,74 | 541.427,21 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (544,24) | 9.231,58 | 8.687,34 |
| Total | 984.035,24 | 11.857.554,74 | 12.841.589,98 |

III. D I R E I T O
31. 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 009/2002-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
32. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005016/2020-56, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Companhia
Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga, a vigorar a partir de 23 de outubro de
2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,40%,
sendo 5,69% para os consumidores em Alta Tensão – AT e 16,40% 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 Piratininga;
(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 Piratininga, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária.

Brasília, 21 de outubro de 2021.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor