REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2942/2021
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 de Eletrificação Lauro Muller - Coopermila.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-09-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL
Em 22 de setembro de 2021
Processo: 48500.005055/2020-53.
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 30 de
setembro 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 30 de setembro
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. Em 27 de agosto de 2021, foram homologados os novos valores de subvenção para
as permissionárias/concessionárias cooperativas com baixa densidade de carga supridas pela Celesc
Distribuição S.A.
5. As permissionárias com aniversário contratual em 30 de setembro 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 30 de setembro de 2021
Número do Tipo de Processo

Sigla Permissionária Carta
Contrato Tarifário

Cedri Cooperativa de Energização e Desenvolvimento Rural do Vale do Itariri 02/2008 Reajuste Ofício nº 564, de 31/08/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Cejama Cooperativa de Eletricidade Jacinto Machado 21/2008 Ofício nº 035/2021 de 31/08/2021.
Tarifário Anual

Ceraçá Cooperativa Distribuidora de Energia Vale do Araçá 24/2008 Reajuste OF. 042/2021-DISTRIB, de 27/08/2021
Tarifário Anual

Cerbranorte Cooperativa de Eletrificação Braço do Norte 25/2008 Reajuste Ofício nº 14/2021, de 30/08/2021
Tarifário Anual
Cooperativa de Prestação de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica Senador Esteves Reajuste

Cerej 28/2008 Of 57/2021, de 31/08/2021
Júnior Tarifário Anual
Reajuste

Cergal Cooperativa de Eletrificação Rural Anita Garibaldi Ltda 16/2008 Ofício PR 062/2021, de 30/08/2021
Tarifário Anual
Revisão

Cergapa Cooperativa de Eletricidade de Grão Pará 38/2010 Tarifária Pleito revisão tarifária Cergapa de 30/08/2021
Periódica
Reajuste

Cergral Cooperativa de Eletricidade de Gravatal 22/2008 Pleito Cergral de 30/08/2021.
Tarifário Anual

Cermoful Cooperativa Fumacense de Eletricidade 40/2010 Reajuste Ofício Morro da Fumaça, de 30/08/2021
Tarifário Anual

Cerpalo Cooperativa de Eletricidade de Paulo Lopes 23/2008 Reajuste Of. 31/2001, de 31/08/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Cersul Cooperativa de Eletrificação Sul Catarinense 20/2008 Ofício CERSUL nº 069 de 27/08/21
Tarifário Anual
Revisão

Certrel Cooperativa de Energia Treviso 35/2010 Tarifária Of. CERTREL 44/2021, de 28/8/2021
Periódica
Reajuste

Coopera Cooperativa Pioneira de Eletrificação 18/2008 Of 61/2021, de 31/08/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Coopercocal Cooperativa Energética Cocal 34/2010 Ofício nº 240/2021-ADM/COOPERCOCAL de 18/08/21
Tarifário Anual
Reajuste

Coopermila Cooperativa de Eletrificação Lauro Muller 17/2008 Tarifário Anual Of. 31/2021, de 27/8/2021
Coorsel Cooperativa Regional Sul de Eletrificação Rural 26/2008 Reajuste Oficio n° 051 de 30/08/21
Tarifário Anual
Reajuste

Cervam Cooperativa de Energização e Desenvolvimento do Vale do Mogi 11/2018 Ofício nº 061/2021-PRE, de 31/08/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Cegero Cooperativa de Eletricidade de São Ludgero 08/2018 Of. 11/2021, de 31/08/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Cersad Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica Salto Donner 09/2018 Tarifário Anual Ofício nº 11 de 31/08/21
Codesam Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica Santa Maria 10/2018 Reajuste Ofício 029 de 09/09/21
Tarifário Anual

Cooperzem COOPERZEM Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica 07/2018 Reajuste Ofício Dt 04/2021, de 27/08/2021
Tarifário Anual
6. Em 20/09/2021, 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
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tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos 12 meses subsequentes ao reajuste
tarifário em processamento.
9. Os processos tarifários da Certrel e da Cergapa são Revisões Tarifárias Periódicas.
Para as demais permissionárias, realizam-se Reajuste Tarifários Anuais. Vale destacar que, de
acordo com o submódulo 8.4 do Proret, a diferença principal entre os processos tarifários está que,
na RTP, é definida uma nova Estrutura Tarifária para a permissionária.
10. Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 30
de setembro de 2021 conduziram ao seguinte resultado:
Tabela 2. Efeito Médio Para o Consumidor Cativo
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio Efeito B1

| Cedri | 5,58% | -0,41% | 2,52% | -1,53% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Cejama | -12,74% | -14,67% | -13,71% -16,56% |  |
| Ceraçá | 7,65% | 6,50% | 6,82% | 1,30% |
| Cerbranorte | -2,76% | -2,51% | -2,60% | -4,61% |
| Cerej | 16,83% | 6,34% | 7,67% | 3,01% |
| Cergal | 12,43% | 10,69% | 10,92% | 10,33% |
| Cergapa | 3,15% | 8,27% | 7,03% | 3,45% |
| Cergral | 10,61% | 7,14% | 7,88% | 5,96% |
| Cermoful | 12,54% | 7,65% | 10,00% | 7,16% |
| Cerpalo | 5,51% | -0,09% | 0,65% | -0,19% |
| Cersul | 9,53% | 8,62% | 9,02% | 5,78% |
| Certrel | 9,15% | 7,19% | 8,29% | 5,50% |
| Coopera | 7,29% | 2,98% | 5,75% | 1,99% |
| Coopercocal | 12,53% | 10,66% | 11,73% | 9,63% |
| Coopermila | 14,59% | 21,27% | 17,33% | 14,13% |
| Coorsel | 3,64% | 7,67% | 6,31% | 4,20% |
| Cervam | 0,26% | 0,30% | 0,28% | -1,99% |
| Cegero | 10,86% | 13,50% | 11,41% | 11,81% |
| Cersad | -14,51% | -20,87% | -17,76% -21,83% |  |
| Codesam | 13,65% | 11,74% | 13,44% | 10,88% |
| Cooperzem | 11,13% | 16,14% | 15,22% | 12,97% |

11. Nas permissionárias Cergapa, Cerej, Coopera, Coopermila, Cedri e Cersad verifica-se
uma diferença expressiva entre os efeitos médios de alta e baixa tensão.
12. Nos casos da Cerej e da Cersad, as diferenças foram provocadas pelas variações nas
subvenções para baixa densidade de carga, visto que, por representar um financeiro associado à
Parcela B, seu efeito afeta mais os consumidores de baixa tensão.
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13. Já para as empresas Coopera e Cedri, as diferenças foram provocadas pelos
financeiros de conta covid e diferimento de energia, respectivamente, os quais impactam de forma
diferente os diversos consumidores.
14. Nos casos da Coopermila e da Cergapa, as diferenças ocorrem devido às reduções
dos descontos tarifários para os consumidores rurais em baixa tensão, uma vez que os mercados
desses consumidores são expressivos para essas permissionárias.
15. Para as revisões tarifárias em debate, a Certrel e a Cergapa não solicitaram o cálculo
da estrutura tarifária, em razão disso, foram adotadas como tarifas de referência as tarifas de base
econômica de sua principal supridora (Celesc Dis).
16. 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.
17. A tabela 3 mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio de cada
permissionária.
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Tabela 3. Efeito por Itens de custos
Itens de Custo Cedri Cejama Ceraçá Cerbranorte Cerej Cergal Cergapa Cergral Cermoful Cerpalo Cersul Certrel Coopera Coopercocal Coopermila Coorsel Cervam Cegero Cersad Codesam Cooperzem

| Encargos Setoriais | 4,24% | 1,23% 0,82% | 1,92% 0,62% 3,52% 0,78% 0,71% 0,79% 0,62% 0,86% 0,72% 8,81% | 0,83% | 0,76% 1,26% 1,53% | 5,40% 1,40% 0,93% | 0,67% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CDE | 0,31% | 0,32% 0,45% | 0,41% 0,35% 0,62% 0,44% 0,40% 0,39% 0,37% 0,46% 0,36% 0,49% | 0,42% | 0,39% 0,37% 0,34% | 0,46% 0,33% 0,43% | 0,39% |
| CDE Conta Covid | 3,69% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 2,37% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 7,85% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 2,77% 0,00% 0,00% | 0,00% |
| ESS/EER | 0,00% | 0,65% 0,00% | 1,21% 0,00% 0,23% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% 0,61% 0,87% | 1,68% 0,81% 0,00% | 0,00% |
| Proinfa | 0,27% | 0,28% 0,36% | 0,30% 0,25% 0,30% 0,34% 0,31% 0,41% 0,27% 0,39% 0,37% 0,52% | 0,42% | 0,34% 0,27% 0,32% | 0,51% 0,31% 0,52% | 0,29% |
| TFSEE | -0,03% -0,03% 0,01% | -0,01% 0,01% -0,01% 0,01% -0,01% -0,01% -0,01% 0,01% -0,02% -0,05% -0,01% | 0,02% 0,02% 0,00% -0,01% -0,06% -0,01% | -0,01% |  |  |  |
| Transporte | 0,07% -0,96% 0,11% | 0,48% 0,01% -4,70% -0,50% -0,53% 1,87% -2,18% 1,39% 0,04% -1,07% | 1,44% | 0,23% -0,20% 0,36% | 0,89% -2,05% -0,22% | -1,68% |  |
| Rede Básica | 0,00% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -1,20% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% |
| Rede Básica Fronteira | 0,00% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,13% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% |
| Uso do sistema de distribuição | 0,07% -0,96% 0,11% | 0,48% 0,01% -4,70% -0,50% -0,53% 1,87% -2,18% 1,39% 0,04% 0,00% | 1,44% | 0,23% -0,20% 0,36% | 0,89% -2,05% -0,22% | -1,68% |  |
| Compra de Energia | 1,69% -10,66% 4,95% | -6,78% 12,47% 1,66% 5,07% 7,44% 4,85% 9,70% 4,39% 15,20% 5,11% | 5,03% | 7,37% -5,57% -5,16% -6,06% -0,63% 8,71% | 8,39% |  |  |
| Parcela A | 6,00% -10,38% 5,88% | -4,39% 13,10% 0,48% 5,35% 7,62% 7,51% 8,14% 6,63% 15,96% 12,85% | 7,30% | 8,36% -4,51% -3,27% | 0,23% -1,29% 9,41% | 7,38% |  |
| Parcela B | -9,19% -6,12% 5,65% | 0,77% 7,51% -0,31% 4,39% 3,49% 0,45% 0,94% 5,50% 2,24% -7,05% | 0,86% | 5,93% 4,95% 0,18% -0,53% -8,59% -1,23% | 0,02% |  |  |
| Total Econômico | -3,20% -16,50% 11,53% | -3,62% 20,61% 0,16% 9,74% 11,11% 7,96% 9,09% 12,14% 18,20% 5,79% | 8,16% 14,29% 0,45% -3,10% -0,30% -9,88% 8,18% | 7,40% |  |  |  |
| Repasse de PIS COFINS | 1,98% | 2,78% 2,64% | 2,93% 1,65% 2,29% 2,51% 1,88% 2,06% 1,99% 2,27% 1,68% 1,70% | 2,47% | 3,26% 2,94% 3,17% | 3,16% 2,48% 3,16% | 2,49% |
| Neutralidade Encargos Setoriais | 0,05% -0,39% -0,72% | -0,54% -0,56% 0,14% 0,01% -0,62% -2,18% -1,11% -0,15% -1,26% -1,04% -1,68% | 1,92% 0,47% -2,30% -1,57% -1,39% -1,35% | -0,76% |  |  |  |
| Compensação DIC FIC | -0,29% -0,15% -0,09% | 0,00% -1,45% 0,00% -0,24% -0,23% 0,00% 0,00% 0,00% -0,11% 0,00% -0,11% -1,01% 0,00% -0,58% | 0,00% -1,57% 0,00% | -0,15% |  |  |  |
| Subvenção Baixa Densidade de Carga | -17,76% -12,83% -21,73% -10,85% -42,34% -1,67% -18,51% -15,01% -1,94% -8,73% -26,78% -10,51% 0,00% -6,45% -14,99% -17,84% -9,09% | 0,00% -18,84% 0,00% -15,38% |  |  |  |  |  |
| Retenção de Adicional de Bandeiras Tarif. | 0,00% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% |
| Ajuste CUST RB - PIS/COFINS | 0,00% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,47% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% |
| Recálculo PB ano anterior | 0,00% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,68% |
| Financeiro Ren 414/2010 | 0,00% | 0,00% 0,00% | -0,02% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% |
| COVID Parcela B | 0,00% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -11,95% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% -1,54% 0,00% 0,00% | 0,00% |  |
| Previsão Risco Hidrológico | 0,00% | 1,94% 0,00% | 3,14% 0,00% 1,56% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% 1,52% 1,57% | 3,82% 1,94% 0,00% | 0,00% |
| Diferimento de Energia | -6,57% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% -3,32% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% |
| Diferimento Pis Cofins | 0,00% | 0,00% -2,64% | 0,00% -1,65% 0,00% -2,51% -1,88% 0,00% 0,00% -2,27% -1,68% 0,00% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% -2,48% 0,00% | 0,00% |
| Diferimento de Parcela B | 0,00% | 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -8,62% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% -2,98% 0,00% 0,00% | 0,00% |  |
| Total Financeiro | -22,59% -8,65% -22,54% | -5,33% -44,35% -1,00% -18,75% -15,86% -2,06% -16,47% -26,93% -11,87% -10,82% -5,77% -10,81% -12,92% -7,23% | 0,90% -19,86% 1,81% -13,12% |  |  |  |  |
| Retirada dos Finan. do Ano Anterior e | 28,31% 11,44% 17,83% | 6,35% 31,41% 11,76% 16,04% 12,63% 4,10% 8,03% 23,81% 1,96% 10,78% | 9,34% 13,85% 18,78% 10,61% 10,81% 11,98% 3,45% 20,94% |  |  |  |  |

alteração dos descontos na tarifa.

Efeito Médio 2,52% -13,71% 6,82% -2,60% 7,67% 10,92% 7,03% 7,88% 10,00% 0,65% 9,02% 8,29% 5,75% 11,73% 17,33% 6,31% 0,28% 11,41% -17,76% 13,44% 15,22%
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18. Observando a tabela 3, destacam-se os reajustes tarifários da Coopermila e da
Cooperzem, com efeitos médios para o consumidor de 17,33% e 15,22% respectivamente. Estes
resultados foram provocados principalmente pela variação das tarifas de suprimento e pela variação
do pleito de parcela B.
19. Observa-se também, que os reajustes tarifários para empresas Cersad, Cejama e
Cerbranorte possuem reajuste negativos, -17,76%, -13,71% e -2,60%, respectivamente. Estes efeitos
decorrem principalmente da substituição dos contratos de suprimento com a Celesc por contratos
no Ambiente de Contratação Livre (ACL) e das novas subvenções para cooperativas com baixa
densidade de carga1 calculadas para as empresas supridas pela Celesc. Nos casos da Cejama e da
Cersad, as permissionárias ainda solicitaram valores de Parcela B inferiores ao processo anterior.
20. Além das 3 empresas listadas acima, Cergal, Coorsel, Cervam e Cegero também
substituíram parte dos contratos de suprimento por contratos no ACL. As substituições contratuais
reduziram as tarifas em média 4,7%.
21. Nos casos da Cerbranorte e da Cersad, os efeitos não foram menores em razão da
redução dos descontos nas tarifas de suprimento, que foram reduzidos de 9,94% e 25,68%,
respectivamente, a zero.
22. Ainda em relação à compra de energia, destacam-se os efeitos evidenciados nas
tarifas da Cersul (4,39%), Coopera (5,11%), Coopercocal (5,03%), Cooperzem (8,39%), Coopermila
(7,37%) e Codesam (8,71%), as quais foram impactadas pela revisão da tarifa de energia da Celesc,
que por sua vez variou 14,52%.
23. Já, em relação aos impactos da compra de energia nas permissionárias: Cerej
(12,47%), Certrel (15,20%), Cerpalo (9,70%), Cergral (7,44%), Ceraça (4,95%), Cermoful (4,85%) e
Cergapa (5,07%), além da variação das tarifas de suprimento, tiveram seus descontos na tarifa de
energia reduzidos.
24. O Gráfico 1 mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da Receita
das permissionárias.
1 Dsp 2620/2021, de 27/08/2021.
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Gráfico 1. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida
16,8%
17,6%
25,4% 30,9%

35,0% 35,1% 34,7% 33,6% 34,3%
40,6% 39,9% 45,0% 42,9% 39,8%
48,3% 45,1% 45,1% 48,6% 45,3% 50,0% 15,9%
56,3% 21,6%
10,3%
12,5% 8,7%

12,6% 12,5% 13,4% 12,9%
11,1% 13,4% 24,2% 15,6% 13,9% 9,9%
9,1% 10,1%

11,7% 10,9% 13,7% 12,2% 16,4%
13,5% 14,7% 10,3% 11,1% 15,1% 14,0% 8,4%
7,7% 15,7% 14,0%
15,2% 16,2% 6,1%

16,5% 12,9% 14,7% 15,4%
13,8% 13,0% 16,8% 58,6%
48,8% 46,8%

37,7% 41,5% 37,9% 40,2% 38,9% 42,0%
32,6% 31,4% 35,1% 33,0%
24,4% 26,6% 28,3% 26,4% 29,7% 27,0%
23,0% 22,1%
Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais Custo de Distribuição
25. 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.
Gráfico 2. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida com tributos
15,0%

19,9% 21,8% 22,2% 20,7% 21,8% 22,3% 22,3% 22,3% 21,1% 20,5%
23,6% 26,6% 25,3% 23,6% 24,0% 24,8% 24,1% 26,3% 25,1% 24,6%
1,6%
2,6% 0,0%
0,3% 0,0% 1,6%

4,1% 0,0% 0,1% 0,2% 1,5% 0,0% 0,0% 0,0%
0,0% 0,0% 0,0% 1,7%
0,2% 0,0% 3,0%
25,8%

19,1% 13,0% 12,1%
27,4% 27,3% 27,3% 26,7%
31,0% 25,6%

30,4% 35,2% 32,5%
37,5% 38,0% 34,3% 38,2% 29,3%
32,6% 44,4% 33,0%
11,4%
7,7% 10,4% 15,9%

9,9% 9,7% 10,2% 10,0% 6,3%
11,7%

10,4% 19,1% 13,7% 7,3%
8,3% 6,9% 7,6% 10,3%
8,5% 8,0% 9,5%

10,4% 11,5% 8,5% 10,0% 11,4% 10,9% 6,2%
8,4%

6,1% 11,7% 11,8% 4,8% 10,6%
12,3%
11,5% 12,0%

10,7% 12,0% 9,4%
10,3% 12,8%
42,1%
36,7% 34,5%

32,3% 33,5% 30,3% 31,0%
29,5% 27,7% 28,8%

24,3% 24,3% 22,7% 25,1%
18,9% 19,3% 18,1% 20,8% 20,6% 21,0%
16,9%

Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais Custo de Distribuição PIS/COFINS ICMS
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26. A título de informação, apresenta-se, no gráfico a seguir, a comparação entre a tarifa
residencial B1 das permissionárias aqui calculadas e as principais supridoras.
Gráfico 3. Comparação das tarifas residenciais B1 com a principal supridora
III.1. Do Cálculo Tarifário
III.1.1 Período de Referência
27. O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias,
ora em análise, é de setembro de 2020 a agosto de 2021.
III.1.2 Receita de Referência (RA)
28. 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
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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

| Forneciment | Consum. Energia Total | Número de |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Suprimento | Receita (R$) |  |  |  |  |
| o (MWh) | Livres | (MWh) | Consumidores |  |  |  |
| Cedri | 11.243 | - | 10.536 | 21.779 | 15.220.705,72 | 3.818 |
| Cejama | 38.527 | - | - | 38.527 | 25.655.793,25 | 5.256 |
| Ceraçá | 94.568 | - | - | 94.568 | 49.196.516,25 | 12.063 |
| Cerbranorte | 138.761 | 6.918 | 197 | 145.875 | 86.251.103,69 | 17.257 |
| Cerej | 50.889 | - | - | 50.889 | 38.339.889,66 | 14.589 |
| Cergal | 56.221 | - | 16.939 | 73.159 | 45.142.876,41 | 19.235 |
| Cergapa | 28.125 | - | 3.346 | 31.471 | 17.630.073,07 | 3.788 |
| Cergral | 28.166 | - | - | 28.166 | 16.652.668,01 | 6.450 |
| Cermoful | 138.406 | - | - | 138.406 | 62.068.345,14 | 15.258 |
| Cerpalo | 55.586 | - | 1.685 | 57.272 | 40.036.610,06 | 15.059 |
| Cersul | 140.130 | - | - | 140.130 | 67.792.254,45 | 17.485 |
| Certrel | 44.152 | - | - | 44.152 | 22.040.967,78 | 4.444 |
| Coopera | 332.449 | - | - | 332.449 | 119.995.357,88 | 25.576 |
| Coopercocal | 108.178 | - | 1.163 | 109.341 | 49.011.324,16 | 11.250 |
| Coopermila | 16.177 | - | - | 16.177 | 9.056.550,68 | 1.297 |
| Coorsel | 53.799 | - | - | 53.799 | 38.516.937,02 | 8.735 |
| Cervam | 35.210 | - | 3.250 | 38.460 | 22.293.358,12 | 4.297 |
| Cegero | 180.869 | - | - | 180.869 | 67.006.852,41 | 6.436 |
| Cersad | 9.791 | - | - | 9.791 | 5.992.140,75 | 1.301 |
| Codesam | 55.772 | - | - | 55.772 | 20.364.776,60 | 1.312 |
| Cooperzem | 44.971 | - | 5.147 | 50.118 | 32.237.695,21 | 8.327 |

III.1.3. Encargos Setoriais
29. Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem
própria2.
finalidades específicas e são definidos em legislação 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;
2 - 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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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.
30. 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
de referência, pelos custos da CDE (R$/MWh), por nível de tensão, descontados os montantes das
unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda.
31. A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa é calculada pela
multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período de referência,
descontando os valores da Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do Proinfa (R$/MWh).
32. Os encargos de ESS e EER se aplicam às empresas que possuem contratos de energia
no ACL. Isso ocorre para: Cejama, Cerbranorte, Cergal, Coorsel, Cervam, Cegero e Cersad. Destacase que os montantes foram calculados considerando a carga total da permissionária, conforme
determina o Proret 5.4.
33. Apresenta-se, na tabela seguinte, os encargos setoriais considerados nos cálculos
tarifários.
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Tabela 5 – Encargos Setoriais

| Permissionária | TFSEE | CDE | CDE Conta Covid | ESS/EER | PROINFA | Encargo Total |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cedri | 32.244,02 | 1.191.087,61 | 561.638,56 | - | 200.783,57 | 1.985.753,76 |
| Cejama | 34.929,78 | 2.143.989,97 | - | 167.658,55 | 356.127,27 | 2.702.705,56 |
| Ceraçá | 105.469,81 | 5.445.794,00 | - | - | 880.716,72 | 6.431.980,52 |
| Cerbranorte | 126.346,38 | 7.932.278,45 | - | 1.043.082,95 | 1.284.566,17 | 10.386.273,96 |
| Cerej | 105.115,06 | 2.973.324,31 | - | - | 470.418,95 | 3.548.858,33 |
| Cergal | 89.677,02 | 4.150.236,24 | 1.175.911,39 | 104.851,80 | 671.352,60 | 6.192.029,05 |
| Cergapa | 32.428,13 | 1.817.399,33 | - | - | 292.760,54 | 2.142.588,00 |
| Cergral | 38.903,69 | 1.608.703,96 | - | - | 258.253,51 | 1.905.861,16 |
| Cermoful | 117.388,82 | 7.611.695,47 | - | - | 1.279.283,07 | 9.008.367,36 |
| Cerpalo | 83.259,40 | 3.340.990,73 | - | - | 529.956,57 | 3.954.206,70 |
| Cersul | 150.353,35 | 7.860.655,93 | - | - | 1.295.253,99 | 9.306.263,28 |
| Certrel | 55.625,06 | 2.415.578,89 | - | - | 409.178,82 | 2.880.382,78 |
| Coopera | 194.641,69 | 18.021.294,76 | 9.419.991,38 | - | 3.089.595,47 | 30.725.523,30 |
| Coopercocal | 79.524,07 | 6.022.243,44 | - | - | 1.014.281,66 | 7.116.049,16 |
| Coopermila | 11.680,89 | 902.485,07 | - | - | 150.736,64 | 1.064.902,60 |
| Coorsel | 74.330,66 | 3.086.825,89 | - | 234.115,04 | 499.168,41 | 3.894.439,99 |
| Cervam | 31.089,74 | 2.117.999,29 | - | 194.356,72 | 355.457,77 | 2.698.903,52 |
| Cegero | 52.508,63 | 9.737.920,49 | 1.856.987,55 1.124.402,79 | 1.680.295,74 | 14.452.115,21 |  |
| Cersad | 8.037,37 | 548.452,23 | - | 48.696,04 | 91.196,66 | 696.382,29 |
| Codesam | 17.298,08 | 2.967.202,82 | - | - | 519.765,69 | 3.504.266,59 |
| Cooperzem | 55.830,06 | 2.893.181,44 | - | - | 463.286,86 | 3.412.298,36 |

III.1.4. Compra de Energia
34. 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.
35. 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 tarifário3. A tabela 6 demonstra o
cálculo da energia requerida.
3 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do Proret.
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Tabela 6 – Energia Requerida

| Fornecimento + | Perdas | Perdas | Energia |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Suprimento | Regulatórias Regulatórias Requerida |  |  |
| (MWh) | (%) | (MWh) | (MWh) |  |
| Cedri | 11.242,52 | 11,9% | 1.515,67 | 12.758,19 |
| Cejama | 38.527,44 | 0,7% | 264,95 | 38.792,39 |
| Ceraçá | 94.568,30 | 9,13% | 9.498,64 104.066,94 |  |
| Cerbranorte | 152.534,68 | 7,60% | 12.548,21 165.082,88 |  |
| Cerej | 50.888,87 | 13,90% | 8.218,69 | 59.107,56 |
| Cergal | 56.220,80 | 7,88% | 4.805,91 | 61.026,71 |
| Cergapa | 28.125,10 | 13,28% | 4.306,98 | 32.432,08 |
| Cergral | 28.166,34 | 7,73% | 2.358,87 | 30.525,21 |
| Cermoful | 138.405,70 | 6,49% | 9.605,37 148.011,07 |  |
| Cerpalo | 55.586,23 | 9,96% | 6.148,81 | 61.735,04 |
| Cersul | 140.129,77 | 6,99% | 10.532,48 150.662,25 |  |
| Certrel | 44.152,00 | 8,97% | 4.350,69 | 48.502,69 |
| Coopera | 332.449,01 | 5,67% | 19.964,72 352.413,74 |  |
| Coopercocal | 108.177,77 | 4,94% | 5.620,67 113.798,44 |  |
| Coopermila | 16.176,63 | 5,13% | 874,95 | 17.051,58 |
| Coorsel | 53.798,94 | 4,44% | 2.499,41 | 56.298,34 |
| Cervam | 35.209,55 | 4,23% | 1.556,97 | 36.766,52 |
| Cegero | 180.869,08 | 4,71% | 8.946,10 189.815,18 |  |
| Cersad | 9.791,43 | 7,35% | 777,11 | 10.568,54 |
| Codesam | 55.772,28 | 0,30% | 169,09 | 55.941,37 |
| Cooperzem | 44.970,75 | 14,87% | 7.852,45 | 52.823,20 |

* perdas regulatórias sobre a energia injetada.
36. 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);4
d) nos montantes de PROINFA, os quais são valorados a custo zero; e
e) de Geração Própria (quando aplicável).
4
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.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
37. Quanto à energia adquirida via contratos vinculados à chamada pública, firmados
pelas permissionárias, listadas na tabela a seguir. É oportuno destacar que esses contratos visam a
substituição dos contratos de suprimento, que possuíam preços mais elevados5.
Tabela 7 – Compra de Energia em chamada Pública
-
Impacto tarifário

Montante Percentual da Inicio de
Permissionária Preço Custo total PMIX da compra de
Contratado Carga Vigência
energia

| Cejama | 15.262,46 R$ | 135,98 | 39,1% R$ 2.075.389,54 01/02/2022 | 208,12 | -10,63% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cerbranorte | 55.937,52 R$ | 134,24 | 31,2% R$ 7.509.052,68 01/10/2021 | 209,03 | -6,78% |
| Cergal | 9.220,61 R$ | 156,88 | 14,4% R$ 1.446.570,43 01/06/2022 | 210,04 | 1,66% |
| Coorsel | 17.940,29 R$ | 139,24 | 28,6% R$ 2.498.005,70 01/02/2022 | 227,02 | -5,57% |
| Cervam | 13.996,80 R$ | 144,76 | 25,3% R$ 2.026.176,77 01/01/2022 | 236,05 | -5,16% |
| Cegero | 111.526,54 R$ | 163,42 | 59,8% R$ 18.225.455,88 01/11/2022 | 164,88 | -6,06% |
| Cersad | 4.607,28 R$ | 135,17 | 43,7% R$ 622.761,94 01/01/2022 | 198,72 | -0,63% |
| Total | 228.491,49 | 150,57 | R$ 34.403.412,95 | -4,74% |  |

38. Para as permissionárias listadas na tabela 7, 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.
39. A tabela 8 resume os custos com a compra de energia considerados no processo
tarifário.
5 Conforme Memorando 147/2021-SRM/ANEEL, de 08/09/2021. SIC:48580.0000721/2021-00
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Fls. 14 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Tabela 8. Custos com Compra de Energia
Compra de

Proinfa Leilão de Suprimento Tarifa Média
Permissionária Angra CCGF Energia Despesa (R$)
(MWh) compras (MWh) (R$/MWh)
(MWh)

| Cedri | - | - | 394,47 | 12.363,72 12.758,19 | 281,41 | 3.590.301,50 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cejama | 927,61 | 5.777,31 | 738,04 | 15.158,55 | 16.190,89 38.792,39 | 208,12 | 8.073.350,34 |
| Ceraçá | - | - | 1.783,31 | 102.283,63 104.066,94 | 140,39 14.609.526,29 |  |  |
| Cerbranorte | 5.724,94 | 35.854,66 | 2.557,61 | 51.448,56 | 69.497,12 165.082,88 | 209,03 34.506.757,14 |  |
| Cerej | - | - | 950,20 | 58.157,36 59.107,56 | 179,72 10.622.668,69 |  |  |
| Cergal | 653,56 | 3.902,49 | 1.342,87 | 8.797,91 | 46.329,87 61.026,71 | 210,04 12.818.344,90 |  |
| Cergapa | - | - | 622,60 | 31.809,48 32.432,08 | 194,36 | 6.303.438,64 |  |
| Cergral | - | - | 513,36 | 30.011,85 30.525,21 | 160,15 | 4.888.470,68 |  |
| Cermoful | - | - | 2.307,68 | 145.703,39 148.011,07 | 141,96 21.012.176,05 |  |  |
| Cerpalo | - | - | 984,59 | 60.750,45 61.735,04 | 210,45 12.992.386,66 |  |  |
| Cersul | - | - | 2.730,50 | 147.931,75 150.662,25 | 136,22 20.523.327,12 |  |  |
| Certrel | - | - | 772,66 | 47.730,03 48.502,69 | 118,83 | 5.763.575,29 |  |
| Coopera | - | - | 5.900,27 | 346.513,46 352.413,74 | 126,30 44.510.693,84 |  |  |
| Coopercocal | - | - | 1.898,24 | 111.900,20 113.798,44 | 176,43 20.077.906,94 |  |  |
| Coopermila | - | - | 378,85 | 16.672,73 17.051,58 | 296,11 | 5.049.099,24 |  |
| Coorsel | 1.351,53 | 8.417,54 | 1.129,24 | 16.113,58 | 29.286,45 56.298,34 | 227,02 12.780.887,83 |  |
| Cervam | 679,42 | 2.775,76 | 601,53 | 9.285,57 | 23.424,25 36.766,52 | 236,05 | 8.678.799,27 |
| Cegero | 5.873,41 | 36.718,63 | 3.062,19 | 113.554,72 | 30.606,23 189.815,18 | 164,88 31.296.446,92 |  |
| Cersad | 268,33 | 1.676,16 | 165,19 | 4.616,15 | 3.842,70 10.568,54 | 198,72 | 2.100.230,88 |
| Codesam | - | - | 1.015,87 | 54.925,50 55.941,37 | 230,65 12.902.676,99 |  |  |
| Cooperzem | - | - | 905,85 | 51.917,36 52.823,20 | 275,38 14.546.422,59 |  |  |

40. 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%.
41. A tabela 9 elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de energia.
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Tabela 9. Descontos e tarifas de suprimento

| Nível de | Desconto Desconto | Tarifa com |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Supridora | REH Supridora |  |  |  |  |
| Tensão | Anterior | Atual | desconto |  |  |  |
| Cedri | Elektro | A4 | 0,00% | 0,00% | 290,39 | 2.927/2021 |
| Cejama | Celesc | A4 | 0,00% | 0,00% | 313,30 | 2.921/2021 |
| Ceraçá | Celesc | A4 | 56,38% | 54,41% | 142,83 | 2.921/2021 |
| Cerbranorte | Celesc | A2 | 9,94% | 0,00% | 313,30 | 2.921/2021 |
| Cerej | Celesc | A4 | 63,75% | 41,70% | 182,65 | 2.921/2021 |
| Cergal | Celesc | A3 | 25,62% | 25,62% | 233,03 | 2.921/2021 |
| Cergal | Celesc | A4 | 25,62% | 25,62% | 233,03 | 2.921/2021 |
| Cergapa | Celesc | A4 | 37,97% | 36,75% | 198,16 | 2.921/2021 |
| Cergral | Celesc | A4 | 55,11% | 48,01% | 162,88 | 2.921/2021 |
| Cermoful | Celesc | A3 | 55,58% | 53,97% | 144,21 | 2.921/2021 |
| Cermoful | Celesc | A4 | 55,58% | 53,97% | 144,21 | 2.921/2021 |
| Cerpalo | Celesc | A3a | 44,54% | 31,74% | 213,86 | 2.921/2021 |
| Cerpalo | Celesc | A4 | 44,54% | 31,74% | 213,86 | 2.921/2021 |
| Cersul | Celesc | A3 | 55,87% | 55,87% | 138,26 | 2.921/2021 |
| Cersul | Celesc | A4 | 48,14% | 48,14% | 162,48 | 2.921/2021 |
| Certrel | Celesc | A4 | 81,36% | 61,46% | 120,75 | 2.921/2021 |
| Coopera | Celesc | A3 | 59,00% | 59,00% | 128,45 | 2.921/2021 |
| Coopercocal | Celesc | A3 | 42,73% | 42,73% | 179,43 | 2.921/2021 |
| Coopercocal | Celesc | A4 | 42,73% | 42,73% | 179,43 | 2.921/2021 |
| Coopermila | Celesc | A4 | 3,34% | 3,34% | 302,84 | 2.921/2021 |
| Coorsel | Celesc | A4 | 0,00% | 0,00% | 313,30 | 2.921/2021 |
| Cervam | Elektro | A4 | 0,00% | 0,00% | 290,39 | 2.927/2021 |
| Cervam | CPFL Paulista | A4 | 0,00% | 0,00% | 295,48 | 2.854/2021 |
| Cegero | Celesc | A2 | 29,29% | 29,29% | 221,53 | 2.921/2021 |
| Cersad | Celesc | A4 | 25,68% | 0,00% | 313,30 | 2.921/2021 |
| Codesam | Celesc | A2 | 25,02% | 25,02% | 234,91 | 2.921/2021 |
| Cooperzem | Celesc | A4 | 10,57% | 10,57% | 280,18 | 2.921/2021 |

42. Destaca-se que foi possível reduzir os descontos, das empresas listadas na tabela 10,
principalmente, em razão das revisões das subvenções para cooperativas com baixa densidade de
carga e substituição por algumas permissionárias dos contratos de suprimento por contratos no
ACL.
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Tabela 10 – Redução de Descontos tarifários
Desconto Desconto
Permissionária Variação
Anterior Atual

| Cersad | 25,68% | 0,00% | -25,68% |
| --- | --- | --- | --- |
| Cerej | 63,75% | 41,70% | -22,05% |
| Certrel | 81,36% | 61,46% | -19,90% |
| Cerpalo | 44,54% | 31,74% | -12,80% |
| Cerbranorte | 9,94% | 0,00% | -9,94% |
| Cergral | 55,11% | 48,01% | -7,10% |
| Ceraçá | 56,38% | 54,41% | -1,97% |
| Cermoful | 55,58% | 53,97% | -1,61% |
| Cergapa | 37,97% | 36,75% | -1,22% |

III.1.5 Custos de Transporte
43. 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)
ii. Uso do Sistema de Distribuição - CUSD
44. 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 11 demonstra o custo de transporte de energia de
cada permissionária.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Tabela 11. Custos de Transporte de Energia
Rede Básica Custos com

Permissionária Rede Básica CUSD
Fronteira Transporte

| Cedri | - | - | 2.035.479,00 | 2.035.479,00 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Cejama | - | - | 3.145.735,01 | 3.145.735,01 |
| Ceraçá | - | - | 9.079.233,31 | 9.079.233,31 |
| Cerbranorte | - | - | 9.076.688,55 | 9.076.688,55 |
| Cerej | - | - | 6.033.724,93 | 6.033.724,93 |
| Cergal | - | - | 5.825.598,10 | 5.825.598,10 |
| Cergapa | - | - | 3.039.576,01 | 3.039.576,01 |
| Cergral | - | - | 2.716.966,81 | 2.716.966,81 |
| Cermoful | - | - | 10.219.012,57 | 10.219.012,57 |
| Cerpalo | - | - | 7.066.330,87 | 7.066.330,87 |
| Cersul | - | - | 11.717.893,39 | 11.717.893,39 |
| Certrel | - | - | 4.378.193,38 | 4.378.193,38 |
| Coopera | 6.498.549,00 1.213.380,00 | - | 7.711.929,00 |  |
| Coopercocal | - | - | 7.987.413,76 | 7.987.413,76 |
| Coopermila | - | - | 1.611.278,94 | 1.611.278,94 |
| Coorsel | - | - | 5.426.885,58 | 5.426.885,58 |
| Cervam | - | - | 3.544.424,05 | 3.544.424,05 |
| Cegero | - | - | 9.308.865,34 | 9.308.865,34 |
| Cersad | - | - | 753.335,77 | 753.335,77 |
| Codesam | - | - | 1.923.991,51 | 1.923.991,51 |
| Cooperzem | - | - | 2.894.274,40 | 2.894.274,40 |

45. Para a obtenção dos custos referentes ao CUSD, multiplicam-se os montantes de
demanda e energia constantes nas faturas de suprimento pelas respectivas tarifas de suprimento6.
A tabela 12 elenca as tarifas de suprimento relativas ao CUSD.
6 Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras.
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Tabela 12. Tarifas de suprimento relativas ao CUSD

| Nível de | TUSD KW | TUSD KW | TUSD |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Supridora | REH Supridora |  |  |  |  |
| Tensão | Ponta | Fora Ponta MWh |  |  |  |  |
| Cedri | Elektro | A4 | 19,81 | 12,63 | 14,98 | 2.927/2021 |
| Cejama | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Ceraçá | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cerbranorte | Celesc | A2 | 15,29 | 9,33 | 4,17 | 2.921/2021 |
| Cerej | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cergal | Celesc | A3 | 21,11 | 11,26 | 7,49 | 2.921/2021 |
| Cergal | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cergapa | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cergral | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cermoful | Celesc | A3 | 21,11 | 11,26 | 7,49 | 2.921/2021 |
| Cermoful | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cerpalo | Celesc | A3a | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cerpalo | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cersul | Celesc | A3 | 21,11 | 11,26 | 7,49 | 2.921/2021 |
| Cersul | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Certrel | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Coopera | Celesc | A3 | 21,11 | 11,26 | 7,49 | 2.921/2021 |
| Coopercocal | Celesc | A3 | 21,11 | 11,26 | 7,49 | 2.921/2021 |
| Coopercocal | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Coopermila | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Coorsel | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Cervam | Elektro | A4 | 19,81 | 12,63 | 14,98 | 2.927/2021 |
| Cervam | CPFL Paulista | A4 | 22,77 | 10,80 | 12,61 | 2.854/2021 |
| Cegero | Celesc | A2 | 15,29 | 9,33 | 4,17 | 2.921/2021 |
| Cersad | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |
| Codesam | Celesc | A2 | 15,29 | 9,33 | 4,17 | 2.921/2021 |
| Cooperzem | Celesc | A4 | 21,22 | 11,83 | 14,37 | 2.921/2021 |

III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do Proret
46. 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 atualização7. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último
processo tarifário.
7 Regra definida no Submódulo 8.4 do Proret.
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47. A tabela 13 apresenta os valores de Parcela B solicitados pelas permissionárias e os
efetivamente considerados nos respectivos cálculos.
Tabela 13. Custos de Parcela B

Operação e Parcela B Diferença em
Permissionária Investimentos Pleito Parcela B Limite Parcela B

| Mauntenção | Considerada | relação ao limite |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cedri | 2.465.072,79 | 4.657.676,71 | 7.122.749,50 | 10.607.753,28 | 7.122.749,50 | 48,9% |
| Cejama | 1.500.000,00 | 6.000.000,00 | 7.500.000,00 | 9.340.841,08 | 7.500.000,00 | 24,5% |
| Ceraçá | 11.959.524,48 | 12.791.000,00 | 24.750.524,48 | 24.750.524,48 | 24.750.524,48 | 0,0% |
| Cerbranorte | 12.481.588,54 | 16.675.411,46 | 29.157.000,00 | 30.957.110,88 | 29.157.000,00 | 6,2% |
| Cerej | 12.580.998,18 | 13.455.000,00 | 26.035.998,18 | 26.035.998,17 | 26.035.998,17 | 0,0% |
| Cergal | 7.278.657,36 | 13.101.217,55 | 20.379.874,91 | 20.379.882,16 | 20.379.874,91 | 0,0% |
| Cergapa | 2.988.401,40 | 4.873.289,06 | 7.861.690,46 | 7.861.690,46 | 7.861.690,46 | 0,0% |
| Cergral | 3.446.278,00 | 5.544.722,00 | 8.991.000,00 | 8.999.941,94 | 8.991.000,00 | 0,1% |
| Cermoful | 11.031.429,31 | 15.739.040,69 | 26.770.470,00 | 26.770.470,50 | 26.770.470,00 | 0,0% |
| Cerpalo | 3.130.039,53 | 16.531.250,60 | 19.661.290,13 | 19.661.297,14 | 19.661.290,13 | 0,0% |
| Cersul | 15.392.771,62 | 19.080.000,00 | 34.472.771,62 | 34.472.771,62 | 34.472.771,62 | 0,0% |
| Certrel | 2.684.971,00 | 10.345.947,27 | 13.030.918,27 | 13.030.918,27 | 13.030.918,27 | 0,0% |
| Coopera | 22.339.347,11 | 21.660.652,89 | 44.000.000,00 | 56.617.150,84 | 44.000.000,00 | 28,7% |
| Coopercocal | 5.322.001,74 | 12.658.420,06 | 17.980.421,80 | 17.830.257,75 | 17.830.257,75 | 0,0% |
| Coopermila | 668.932,70 | 1.963.554,67 | 2.632.487,37 | 2.625.678,54 | 2.625.678,54 | 0,0% |
| Coorsel | 6.634.969,74 | 9.952.454,61 | 16.587.424,35 | 16.587.429,97 | 16.587.424,35 | 0,0% |
| Cervam | 3.044.945,46 | 3.635.904,49 | 6.680.849,94 | 8.180.852,86 | 6.680.849,94 | 22,5% |
| Cegero | 5.345.464,05 | 6.405.848,47 | 11.751.312,52 | 11.751.312,51 | 11.751.312,51 | 0,0% |
| Cersad | 470.000,00 | 1.380.000,00 | 1.850.000,00 | 2.495.382,74 | 1.850.000,00 | 34,9% |
| Codesam | - | 3.700.000,00 | 3.700.000,00 | 4.097.817,29 | 3.700.000,00 | 10,8% |
| Cooperzem | 4.983.776,17 | 8.787.365,50 | 13.771.141,67 | 13.771.141,67 | 13.771.141,67 | 0,0% |

48. Destaca-se que as permissionárias relacionadas na tabela abaixo, solicitaram uma
redução nos valores de Parcela B em relação ao ano anterior:
Tabela 14 – Reduções de Parcela B
Permssionária Efeito Parcela B
Cedri -9,19%
Cersad -8,59%
Coopera -7,05%
Cejama -6,12%
Codesam -1,23%
Cegero -0,53%
Cergal -0,31%
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III.1.7 Componentes Financeiros
49. Os componentes financeiros, presentes nestes processos tarifários, decorrem dos
seguintes ajustes financeiros, apresentados na tabela 15:
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 15- Componentes Financeiros

| Repasse de PIS | Subvenção Baixa | Previsão de Risco Diferimento Diferimento de Diferimento |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Neutralidade Comp.DIC FIC | COVID Parcela B | Outros** Total Financeiros |  |  |  |  |  |  |  |
| COFINS | Densidade de Carga | Hidrológico | Pis Cofins* | Energia | Parcela B |  |  |  |  |  |
| Cedri | 301.251,83 | 6.958,30 - 44.000,62 | - 2.702.903,54 | - | - | - - 1.000.000,00 | - | - | - 3.438.694,03 |  |
| Cejama | 712.251,34 - 100.772,92 - 39.198,32 | - 3.290.792,30 | - | 499.004,43 | - | - | - | - 0,18 | - 2.219.507,94 |  |
| Ceraçá | 1.299.125,26 - 355.096,65 - 43.241,69 - 10.692.706,34 | - | - - 1.299.125,26 | - | - | - | - 11.091.044,69 |  |  |  |
| Cerbranorte | 2.529.763,04 - 469.511,01 | - | - 9.354.913,93 | - | 2.711.955,03 | - | - | - - 15.907,63 | - 4.598.614,50 |  |
| Cerej | 632.667,23 - 214.575,64 - 555.444,29 - 16.232.843,86 | - | - - 632.667,23 | - | - | - | - 17.002.863,80 |  |  |  |
| Cergal | 1.035.112,98 63.110,07 | - | - 755.772,03 | - | 704.510,24 | - - 1.500.000,00 | - | - | - 453.038,74 |  |
| Cergapa | 441.736,51 | 1.434,82 - 42.248,88 | - 3.264.076,53 | - | - - 441.736,51 | - | - | - | - 3.304.890,58 |  |
| Cergral | 312.633,76 - 103.222,64 - 38.010,24 | - 2.499.952,19 | - | - - 312.633,76 | - | - | - 107,54 | - 2.641.292,62 |  |  |
| Cermoful | 1.277.325,92 - 1.351.893,97 | - | - 1.205.667,83 | - | - | - | - | - | - 5,13 | - 1.280.241,01 |
| Cerpalo | 795.830,17 - 445.134,02 | - | - 3.495.955,85 | - | - | - | - - 3.450.000,00 | - | - 6.595.259,70 |  |
| Cersul | 1.540.294,05 - 103.425,19 | - | - 18.151.717,22 | - | - - 1.540.294,05 | - | - | - | - 18.255.142,41 |  |
| Certrel | 369.797,73 - 277.602,40 - 23.424,12 | - 2.315.515,57 | - | - - 369.797,73 | - | - | - | - 2.616.542,10 |  |  |
| Coopera | 2.035.792,32 - 1.245.068,84 | - | - - 14.333.926,72 | - | - | - | - 562.938,51 - 12.980.264,74 |  |  |  |
| Coopercocal | 1.211.979,22 - 824.310,55 - 54.466,58 | - 3.162.343,66 | - | - | - | - | - | - | - 2.829.141,57 |  |
| Coopermila | 295.285,01 174.011,72 - 91.043,63 | - 1.357.439,13 | - | - | - | - | - | - | - 979.186,03 |  |
| Coorsel | 1.131.993,94 179.384,31 | - | - 6.872.759,73 | - | 585.436,52 | - | - | - | - | - 4.975.944,96 |
| Cervam | 706.269,73 - 513.649,86 - 129.080,03 | - 2.027.372,56 | - | 351.096,34 | - | - | - | - | - 1.612.736,38 |  |
| Cegero | 2.120.514,38 - 1.051.106,85 | - | - | - 1.028.855,98 | 2.559.632,43 | - | - - 2.000.000,00 | - | 600.183,99 |  |
| Cersad | 148.829,72 - 83.511,99 - 94.115,61 | - 1.128.622,99 | - | 115.997,09 - 148.829,72 | - | - | - | - 1.190.253,49 |  |  |
| Codesam | 643.874,95 - 274.819,31 | - | - | - | - | - | - | - | - | 369.055,64 |
| Cooperzem | 803.853,57 - 244.511,64 - 49.424,27 | - 4.958.818,17 | - | - | - | - | - 218.464,66 | - 4.230.435,85 |  |  |

* Nos valores de diferimento da Cersul e Ceraçá foram considerados os valores de reversão dos diferimentos realizados em 2020.
** Representa os componentes financeiros: Bandeiras tarifárias, Ajuste CUST, Fin414/2010, Ajuste Parcela B.
50. Dentre os financeiros, destacam-se os saldos residuais da conta- covid, aplicados nos
cálculos da Coopera e Cegero, sendo responsáveis por reduções tarifárias de 11,95% e 1,54%,
respectivamente. Em ambos os casos, utilizou-se 100% do saldo remanescente da conta.
51. Destacam-se, também, as subvenções para compensar a baixa densidade de carga
das permissionárias supridas pela Celesc, as quais foram revisadas por ocasião Revisão Tarifária da
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Fls. 21 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
supridora8. Em razão da variação dos índices que compõem a cesta para atualização do banco de
preços das permissionárias e da inclusão de novos equipamentos na base de remuneração das
permissionárias, houve um aumento médio de 60% nas subvenções. Essas variações levaram a uma
redução média de 1,91% nos processos tarifários em discussão.
52. Além dos financeiros usuais, as permissionárias listadas na tabela abaixo solicitaram
diferimentos para reduzir o impacto tarifário ao consumidor. Estes valores deverão ser considerados
no próximo processo tarifário atualizados pelo IPCA (data de referência: 01/09/2021).
Tabela 16 – Diferimentos Tarifários 2021
Impacto
Permissionária Diferimento Natureza
Tarifário

| Cedri | - 1.000.000,00 | -6,57% | Energia |
| --- | --- | --- | --- |
| Cergal | - 1.500.000,00 | -3,32% | Energia |
| Ceraçá | - 2.281.120,20 | -4,64% Pis Cofins |  |
| Cerej | - 632.667,23 | -1,65% Pis Cofins |  |
| Cergapa | - 441.736,51 | -2,51% Pis Cofins |  |
| Cergral | - 312.633,76 | -1,88% Pis Cofins |  |
| Cersul | - 2.802.146,13 | -4,13% Pis Cofins |  |
| Certrel | - 369.797,73 | -1,68% Pis Cofins |  |
| Cersad | - 148.829,72 | -2,48% Pis Cofins |  |
| Cerpalo | - 3.450.000,00 | -8,62% Parcela B |  |
| Cegero | - 2.000.000,00 | -2,98% Parcela B |  |

Pleito Cerbranorte
53. A partir de outubro de2021, inicia-se a vigência do Contrato de Energia a partir de
Licitação Pública - CCE500LP9, firmado com a Comerc Comercializadora de Energia Elétrica Ltda,
homologado pelo Despacho no 776/2021. Em decorrência dessa licitação, os montantes de energia
de suprimento contratados com a Celesc Distribuição S/A foram reduzidos a partir de setembro de
2021.
54. Tornando-se agente da CCEE, a Cerbranorte passa a receber cotas compulsórias de
CCGF, Eletronuclear, Risco hidrológico e os encargos ESS/EER. No entendimento da
permissionária 10 , essas cotas devem ser definidas levando-se em consideração somente a
proporção da energia migrada para o ACL.
8 Montantes aprovados por meio do Despacho nº 2.620/2021, de 27/08/2021.
9
SicNet 48513.028416/2020
10 SicNet 48513.025635/2021
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Fls. 22 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
55. Já no entendimento da SGT, as cotas são calculadas levando-se em consideração a
energia do mercado integral. Nesta condição, a Cerbranorte estaria sobrecontratada.
56. Como forma de resolver a situação da sobrecontratação, a Cerbranorte solicitou que
fosse feita nova redução dos montantes contratados com a devida anuência da supridora. A Celesc,
com o intermédio da ANEEL, concordou com a redução, solucionando, assim, o problema de
sobrecontratação da Cerbranorte.
57. Outro ponto destacado pela Cerbranorte é que, com a consideração do mercado
integral para o cálculo das componentes de custo em questão, as tarifas da supridora já contêm o
ônus das cotas de Eletronuclear e CCGF, o Risco Hidrológico, e as componentes de encargo ESS/EER.
Desta forma, solicita em seu pleito a análise técnica e possível publicação de resolução adequada
que elimine uma possível duplicidade de pagamentos desses custos nas tarifas de aplicação aos
consumidores, ainda neste processo tarifário.
58. Em relação a esse aspecto, primeiramente, é importante destacar que as tarifas das
supridoras já foram homologadas (Celesc, Elektro e CPFL Paulista), neste momento não há como
revisá-las sem prejuízo à supridora. Além disso, os reais custos tanto dos encargos quanto das
gerações de Angra e CCGF serão apurados ao longo do próximo ano. Nesse caso, o rateio do custo
real será feito com base na carga total da permissionária. No caso do cálculo dos custos para a
supridora, sua carga já estará reduzida da carga da permissionária, ou seja, será considerado para
cálculo tarifário da Celesc os custos reduzidos desses componentes.
59. Ademais, os cálculos seguem o estabelecido nos Proret 5.4, 11.2 e 12.6. As alterações
das metodologias de cálculo poderão ser realizadas por advento da atualização das normas.
60. Relata-se ainda sobre o questionamento da Celesc em relação ao impacto da redução
dos montantes contratuais da Cerbranorte, dentro de um mesmo ano civil, na apuração dos
montantes de energia faturados fora da faixa de tolerância 90% a 110%11. Pelo entendimento da
Concessionária, a alteração dos montantes dentro do mesmo ano civil pode favorecer a
permissionária. Como o consumo da permissionária estará dentro da faixa de tolerância, não haverá
a cobrança dos montantes excedentes.
61. Sobre essa questão, o submódulo 11.1 do Proret estabelece:
"22. Este dispositivo não se aplica ao agente suprido submetido às regras e procedimentos
de comercialização da CCEE e às regras de repasse, às tarifas dos consumidores finais, dos
custos de sobrecontratação de energia, de que trata o Submódulo 4.3 do PRORET."
11
Quando o faturamento ocorre, os valores são revertidos em prol da modicidade tarifária dos consumidores da
supridora.
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Fls. 23 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
62. Isto é, a partir de 1º de outubro de 2021, quando a Cerbranorte se tornar agente da
CCEE, a apuração dos montantes fora das faixas de tolerância não será mais realizada. Para o ano
civil de 2021, os montantes em questão deverão ser apurados até 30 de setembro, e no cálculo
deverá ser considerado os montantes contratados até essa data.
III.1.8 Subvenção CDE
63. 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 setembro de 2021 a agosto de 202212, os quais podem
ser visualizados na tabela 17. Representa também, o ajuste referente à diferença entre os valores
previstos e realizados no período de setembro de 2020 a agosto de 2021, incluindo as diferenças de
valores relativas ao subsídio de distribuição que incluiu a conta covid supridora de 2020.
12 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Tabela 17 – Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários
Serviço Público
Carga Fonte Irrigante/

Permissionária Distribuição Rural Total
Água, Esgoto
Incentivada Aquicultor
Saneamento

| Cedri | 46.502,30 | - | - 25.364,85 | 9.862,29 | - | 30.999,74 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cejama | - | 1.824,00 | 605,35 | 26.378,61 | 2.754,04 | 31.562,01 |
| Ceraçá | - | 4.952,59 | 9.007,20 | 229.241,05 | 5.991,14 | 250.260,25 |
| Cerbranorte | - | 56.505,88 | 3.018,83 | 170.692,69 | 29.228,07 | 266.673,26 |
| Cerej | - | 8.496,89 | 311,37 | 122.240,77 | - | 131.049,03 |
| Cergal | 739.080,64 | 1.272,26 | 2.782,29 | 20.944,78 | 5.456,05 | 769.536,02 |
| Cergapa | 74.530,22 | 5.799,64 | 59,06 | 76.612,33 | 18.932,08 | 175.933,33 |
| Cergral | - | 1.951,53 | 728,09 | 21.145,91 | 1.260,69 | 25.086,22 |
| Cermoful | - | 28.971,33 | 797,95 | 21.603,73 | 474,28 | 51.847,29 |
| Cerpalo | 55.429,80 | - | 7.279,00 | 4.132,32 | - | 66.841,13 |
| Cersul | - | 18.394,05 | 943,92 | 130.612,52 | 26.105,21 | 176.055,69 |
| Certrel | - | - | 1.095,99 | 19.898,53 | - | 20.994,52 |
| Coopera | - | - | 5.836,70 | 68.298,83 | 18.550,21 | 92.685,74 |
| Coopercocal | - 13.791,57 | 20.489,02 | 2.857,66 | 30.625,83 | 6.937,64 | 47.118,59 |
| Coopermila | - | - 1.058,95 | - 56,22 | 35.900,99 | 10,59 | 34.796,42 |
| Coorsel | 130.320,81 | - 892,37 | 1.520,31 | 107.097,44 | 5.428,26 | 246.429,53 |
| Cervam | 70.896,64 | - | 88,61 | 53.952,26 | 126.600,27 | 251.537,77 |
| Cegero | - | 36.036,74 | 884,05 | 36.377,46 | 16.394,75 | 90.202,76 |
| Cersad | - | 2.392,13 | - | 4.165,75 | 107,03 | 6.664,91 |
| Codesam | - | 5.951,66 | 35,52 | 3.186,97 | - | 9.174,14 |
| Cooperzem | 206.645,64 | 1.369,59 | 883,41 | 98.547,62 | 76.464,95 | 417.811,76 |

64. 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
setembro de 2021 a agosto de 2022. A tabela 18 apresenta os valores mensais dos subsídios
relativos à compensação da baixa Densidade de Carga das permissionárias de cada permissionária.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Tabela 18. Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.
Compensação em
função da baixa
Permissionária
densidade de
carga
Cedri 225.241,96
Cejama 274.232,69
Ceraçá 891.058,86
Cerbranorte 779.576,16
Cerej 1.352.736,99
Cergal 62.981,00
Cergapa 272.006,38
Cergral 208.329,35
Cermoful 100.472,32
Cerpalo 291.329,65
Cersul 1.512.643,10
Certrel 192.959,63
Coopera -
Coopercocal 263.528,64
Coopermila 113.119,93
Coorsel 572.729,98
Cervam 168.947,71
Cegero -
Cersad 94.051,92
Codesam -
Cooperzem 413.234,85
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
65. 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.
66. 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.
67. 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.
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Fls. 26 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
V - DA CONCLUSÃO
68. Com base na legislação vigente, no que consta do Processo no 48500.005055/202053 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opina-se:
a. pela aprovação dos efeitos médios constantes da tabela 19, que representam os
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em
30 de setembro de 2021;
Tabela 19. Efeito médio para os consumidores cativos
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio Efeito B1

| Cedri | 5,58% | -0,41% | 2,52% | -1,53% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Cejama | -12,74% | -14,67% | -13,71% -16,56% |  |
| Ceraçá | 7,65% | 6,50% | 6,82% | 1,30% |
| Cerbranorte | -2,76% | -2,51% | -2,60% | -4,61% |
| Cerej | 16,83% | 6,34% | 7,67% | 3,01% |
| Cergal | 12,43% | 10,69% | 10,92% | 10,33% |
| Cergapa | 3,15% | 8,27% | 7,03% | 3,45% |
| Cergral | 10,61% | 7,14% | 7,88% | 5,96% |
| Cermoful | 12,54% | 7,65% | 10,00% | 7,16% |
| Cerpalo | 5,51% | -0,09% | 0,65% | -0,19% |
| Cersul | 9,53% | 8,62% | 9,02% | 5,78% |
| Certrel | 9,15% | 7,19% | 8,29% | 5,50% |
| Coopera | 7,29% | 2,98% | 5,75% | 1,99% |
| Coopercocal | 12,53% | 10,66% | 11,73% | 9,63% |
| Coopermila | 14,59% | 21,27% | 17,33% | 14,13% |
| Coorsel | 3,64% | 7,67% | 6,31% | 4,20% |
| Cervam | 0,26% | 0,30% | 0,28% | -1,99% |
| Cegero | 10,86% | 13,50% | 11,41% | 11,81% |
| Cersad | -14,51% | -20,87% | -17,76% -21,83% |  |
| Codesam | 13,65% | 11,74% | 13,44% | 10,88% |
| Cooperzem | 11,13% | 16,14% | 15,22% | 12,97% |

b. pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com
data de aniversário contratual em 30 de setembro 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;
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Fls. 27 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
d. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de setembro 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 30 de setembro de 2021,
de modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
69. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
70. O Anexo I detalha o cálculo de cada Permissionária.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
DEVETH LIMA FERREIRA ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO
Especialista em Regulação Analista Administrativo
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
FERNANDO DA COSTA BACCIN GUSTAVO GODOY DE LIMA
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente)
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Analista Administrativo
De acordo,
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 28 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA
PERMISSIONÁRIA
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Fls. 29 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.1. Cerpalo
A Cerpalo, sediada na cidade de Paulo Lopes - SC, atende cerca de 15 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 40 milhões. Este ano, o contrato estabelece
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A tabela a seguir 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 | 3.705.347,84 | 3.954.206,70 | 6,72% | 0,62% | 9,05% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 88.244,63 | 83.259,40 | -5,65% | -0,01% | 0,19% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.193.999,60 | 3.340.990,73 | 4,60% | 0,37% | 7,65% |
| PROINFA | 423.103,61 | 529.956,57 | 25,25% | 0,27% | 1,21% |
| ENERGIA COMPRADA | 9.108.518,77 | 12.992.386,66 | 42,64% | 9,70% | 29,75% |
| Energia | 9.108.518,77 | 12.992.386,66 | 42,64% | 9,70% | 29,75% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 7.938.464,02 | 7.066.330,87 | -10,99% | -2,18% | 16,18% |
| Uso do sistema de distribuição | 7.938.464,02 | 7.066.330,87 | -10,99% | -2,18% | 16,18% |
| Total de Parcela A | 20.752.330,63 | 24.012.924,22 | 15,71% | 8,14% | 54,98% |
| Total de Parcela B | 19.284.279,43 | 19.661.290,13 | 1,96% | 0,94% | 45,02% |

Variação econômica 9,09%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 795.830,17 1,99%
(445.134,02) -1,11%
Neutralidade Encargos Setoriais

Subvenção CDE (3.495.955,85) -8,73%
Diferimento de Parcela B (3.450.000,00) -8,62%
Total Financeiros - 6.595.259,70 -16,47%
Variação econômica e financeira -7,38%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 8,03%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 0,65%
Os custos da Parcela A representam 54,98% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 8,14% da variação econômico-financeira da Cerpalo,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,62% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, 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 -2,18%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 9,70% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Cerpalo.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,02% da Receita, resultando
num efeito de 0,94% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 9,09%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -16,47%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (8,03%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 0,65%.
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados ao diferimento de parcela B,
solicitado pela Cerpalo, por meio do Ofício nº 31/2021, de 20 de setembro de 2021, no valor de R$
3.450.000,00, que amenizou o efeito médio em -8,62%.
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 Cerpalo, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 66.841,13. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.1.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 31.384,07 | 24.045,74 | 55.429,80 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (353,00) | 7.632,00 | 7.279,00 |
| Subsidio Rural | (34,79) | 4.167,11 | 4.132,32 |
| 30.996,28 | 35.844,85 | 66.841,13 |  |

TOTAL
O Gráfico I.1.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
12,3% 6,9%
Custo de Energia
22,7%
Impostos
ICMS
23,8%
22,3%
PIS/COFINS
1,5%
Custo de
Distribuição
34,3%
Gráfico I.1.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cerpalo Celesc IGP_M IPCA
950
850
750
707,07 705,72
650 633,44
577,79
MWh

550 521,36 532,24
520,49 505,99
R$ / 482,26

444,36 459,85 469,78
431,42
450
353,49 404,02
363,15 363,15
327,80
350 313,80
288,68
255,80 255,80 279,66
238,56
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
A Cerpalo não apresentou pleitos específicos inicialmente. Apenas no decorrer do processo, como
já mencionado, foi solicitado diferimento de parcela B no valor de R$ 3.450.000,00, que foi
devidamente considerado. I.2. Certrel
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 32 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
A Certrel, sediada na cidade de Treviso - SC, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 22 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizada a Revisão Tarifária Periódica - RTP.
A Tabela a seguir 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 | 2.721.922,55 | 2.880.382,78 | 5,82% | 0,72% | 11,06% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 59.109,07 | 55.625,06 | -5,89% | -0,02% | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.335.928,40 | 2.415.578,89 | 3,41% | 0,36% | 9,27% |
| PROINFA | 326.885,09 | 409.178,82 | 25,18% | 0,37% | 1,57% |
| ENERGIA COMPRADA | 2.412.340,87 | 5.763.575,29 | 138,92% | 15,20% | 22,12% |
| Energia | 2.412.340,87 | 5.763.575,29 | 138,92% | 15,20% | 22,12% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 4.369.965,30 | 4.378.193,38 | 0,19% | 0,04% | 16,80% |
| Uso do sistema de distribuição | 4.369.965,30 | 4.378.193,38 | 0,19% | 0,04% | 16,80% |
| Total de Parcela A | 9.504.228,72 | 13.022.151,45 | 37,01% | 15,96% | 49,98% |
| Total de Parcela B | 12.536.739,06 | 13.030.918,27 | 3,94% | 2,24% | 50,02% |

Variação econômica 18,20%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 369.797,73 1,68%
(277.602,40) -1,26%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (23.424,12) | -0,11% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (2.315.515,57) | -10,51% |  |
| Diferimento Pis Cofins | (369.797,73) | -1,68% |  |
| Total Financeiros | - | 2.616.542,10 | -11,87% |

Variação econômica e financeira 6,33%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 1,96%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 8,29%
Os custos da Parcela A representam 49,98% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 15,96% da variação econômico-financeira da
Certrel, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,72% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,37%, 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 0,04%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 33 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 15,20% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Certrel.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 50,02% da Receita, resultando
num efeito de 2,24% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 18,20%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -11,87%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (1,96%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 8,29%.
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionado ao pedido de diferimento de PIS
COFINS, no valor de R$ 369.797,73, efetuado pela permissionária no pleito inicial, o que amenizou
o efeito médio em -1,68%.
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 Certrel, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 20.994,52. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir 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 Água, Esgoto e Saneamento (472,72) 1.568,71 1.095,99
Subsidio Rural (4.675,33) 24.573,86 19.898,53
(5.148,05) 26.142,57 20.994,52
TOTAL
O Gráfico I.2.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 34 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
12,8% 8,4%
Custo de
Energia
16,9%
Tributos
23,6% ICMS
23,6%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
38,2%
Gráfico I.2.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Certrel Celesc IGP_M IPCA
950
850
750 729,03
691,03
650 620,12
552,46
MWh

550 520,49 532,24
/ 507,27 505,99
R$ 469,78
444,36 459,85
450 431,42
353,49
368,84

368,84 369,56 364,44
350 313,80 321,41
293,41 288,68 293,20
255,80 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 35 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
A Permissionária solicitou o diferimento da componente financeira Pis/Cofins no valor de R$
369.797,73, com o intuito de reduzir o efeito para o consumidor. O Valor deverá ser considerado
no próximo processo tarifário, atualizado pelo IPCA.
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Fls. 36 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.3. Coopermila
A Coopermila, sediada na cidade de Lauro Müller - SC, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 9 milhões. Este ano, o contrato estabelece
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 996.255,74 | 1.064.902,60 | 6,89% | 0,76% | 10,29% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9.622,14 | 11.680,89 | 21,40% | 0,02% | 0,11% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 866.733,46 | 902.485,07 | 4,12% | 0,39% | 8,72% |
| PROINFA | 119.900,14 | 150.736,64 | 25,72% | 0,34% | 1,46% |
| ENERGIA COMPRADA | 4.381.519,61 | 5.049.099,24 | 15,24% | 7,37% | 48,78% |
| Energia | 4.381.519,61 | 5.049.099,24 | 15,24% | 7,37% | 48,78% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 1.590.068,70 | 1.611.278,94 | 1,33% | 0,23% | 15,57% |
| Uso do sistema de distribuição | 1.590.068,70 | 1.611.278,94 | 1,33% | 0,23% | 15,57% |
| Total de Parcela A | 6.967.844,05 | 7.725.280,79 | 10,87% | 8,36% | 74,63% |
| Total de Parcela B | 2.088.706,63 | 2.625.678,54 | 25,71% | 5,93% | 25,37% |

Variação econômica 14,29%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 295.285,01 3,26%
174.011,72 1,92%
Neutralidade Encargos Setoriais

Compensação DIC FIC (91.043,63) -1,01%
Subvenção CDE (1.357.439,13) -14,99%
Total Financeiros (979.186,03) -10,81%
Variação econômica e financeira 3,48%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 13,85%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 17,33%
Os custos da Parcela A representam 74,63% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 8,36% da variação econômico-financeira da
Coopermila, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,76% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,39%, 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 0,23%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 37 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 7,37% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Coopermila.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 25,37% da Receita, resultando
num efeito de 5,93% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 14,29%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -10,81%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (13,85%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 17,33%.
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 Coopermila, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 34.796,42. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.3.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Distribuição | (1.058,95) | - | (1.058,95) |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (82,21) | 25,99 | (56,22) |
| Subsidio Rural | (1.186,72) | 37.087,72 | 35.900,99 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 2,16 | 8,42 | 10,59 |
| TOTAL | (2.325,72) | 37.122,13 | 34.796,42 |

O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 38 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
11,7% 7,7%
Custo de Energia
Tributos
36,7% ICMS
24,8%
24,8%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
19,1%
Gráfico I.3.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Coopermila Celesc IGP_M IPCA
950
850
750
650 614,15
MWh 538,10

550 520,49 532,24
/ 506,33 505,99
R$ 475,41 469,78
444,36 459,85
450 420,08 431,42 440,25
353,49
369,80 401,27
369,80
323,81
350 313,80
288,68
255,80 255,80 286,65
250 231,90
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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Fls. 39 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.4. Cegero
A Cegero, sediada na cidade de São Ludgero - SC, atende cerca de 6 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 67 milhões. Este ano, o contrato de permissão
estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.
TABELA I.4.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 10.831.378,11 | 14.452.115,21 | 33,43% | 5,40% | 21,63% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 60.095,91 | 52.508,63 | -12,63% | -0,01% | 0,08% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 9.431.004,10 | 9.737.920,49 | 3,25% | 0,46% | 14,58% |
| CDE Conta-COVID | - | 1.856.987,55 | 100,00% | 2,77% | 2,78% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 1.124.402,79 | 100,00% | 1,68% | 1,68% |
| PROINFA | 1.340.278,10 | 1.680.295,74 | 25,37% | 0,51% | 2,52% |
| ENERGIA COMPRADA | 35.358.864,16 | 31.296.446,92 | -11,49% | -6,06% | 46,84% |
| Energia | 35.358.864,16 | 31.296.446,92 | -11,49% | -6,06% | 46,84% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 8.712.412,28 | 9.308.865,34 | 6,85% | 0,89% | 13,93% |
| Uso do sistema de distribuição | 8.712.412,28 | 9.308.865,34 | 6,85% | 0,89% | 13,93% |
| Total de Parcela A | 54.902.654,56 | 55.057.427,47 | 0,28% | 0,23% | 82,41% |
| Total de Parcela B | 12.104.197,85 | 11.751.312,51 | -2,92% | -0,53% | 17,59% |

Variação econômica -0,30%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 2.120.514,38 3,16%
Neutralidade Encargos Setoriais (1.051.106,85) -1,57%
Conta Covid-19 (1.028.855,98) -1,54%
3,82%
Previsão de Risco Hidrologico 2.559.632,43

Diferimento de Parcela B (2.000.000,00) -2,98%
Total Financeiros 600.183,99 0,90%
Variação econômica e financeira 0,60%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 10,81%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 11,41%
Os custos da Parcela A representam 82,41% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 0,23% da variação econômico-financeira da Cegero,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
5,40% no presente reajuste tarifário
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,89%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras
CELESC.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 40 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de -6,06% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da compra de
energia no ACL, tendo a Cegero celebrado contrato com a CEMIG GT com vigência
a partir de 1º de novembro de 2021.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 17,59% da Receita, resultando
num efeito de -0,53% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -0,30%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de 0,90%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (10,81%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 11,41%.
Sobre os financeiros, destaca-se a inclusão da previsão do risco hidrológico, uma vez que a Cegero
migrou para o ACL, com impacto de 3,82% no efeito médio, bem como a inclusão da reversão de
parte do empréstimo da Conta Covid, visto que uma parte já havia sido considerada no RTA de 2020,
com impacto de -1,54%. Por fim, destaca-se o pedido de diferimento da parcela B, no valor de R$ 2
milhões, com impacto de -2,98%, solicitado pela permissionária.
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 Cegero, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 90.202,76. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.4.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Geração Fonte Incentivda | 38,52 | 471,25 | 509,77 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Distribuição | 36.036,74 | - | 36.036,74 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (84,46) | 968,51 | 884,05 |
| Subsidio Rural | (51,16) | 36.428,62 | 36.377,46 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 2.266,40 | 14.128,35 | 16.394,75 |
| TOTAL | 38.206,04 | 51.996,73 | 90.202,76 |

O Gráfico I.4.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 41 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Encargos Setoriais
Custo de 15,9%
Trasnmissão
10,3%
Custo de Energia
Tributos
34,5%
26,3% ICMS
26,3%
PIS/COFINS
0,0%
Custo de
Distribuição
13,0%
Gráfico I.4.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.

Cegero CELESC IGP_M IPCA
600
550 532,24
520,49
505,99
500
469,78
450
409,79
400
MWh 374,59
366,50
R$ / 340,93
350
300
250
200
150

set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.4.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 42 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Pleitos Específicos
A Cegero solicitou ajustes no mercado de referência, uma vez que em virtude da alteração de data
de leitura, principalmente do Grupo A, seu mercado passou a refletir 371 dias.
Em que pese a Cegero ter feito alteração das datas de leitura em obediência a REN 863/2019,
entendemos que a diferença de 6 dias em seu mercado não tem o condão de alterar os cálculos do
processo tarifário, no entanto, o mercado de fornecimento faturado de 365 dias foi considerado
para o cálculo das perdas técnicas do presente processo, visando refletir a realidade para a
cobertura tarifária.
Sobre a inclusão do financeiro relacionada a retirada do ICMS da Base do PIS/COFINS na revisão
tarifária da supridora Celesc, a Cegero pleiteia que seja reconhecido a devolução individualizada de
desse financeiro às permissionárias que foram regularizadas depois de 2017 (ano do julgado do STF),
semelhante pedido já foi feito pela cooperativa na Consulta Pública do processo de revisão tarifária
da supridora. O valor de devolução estimado pela Cegero é de aproximadamente R$ 4 milhões,
atualizados até julho/21.
A discussão da metodologia de devolução aos consumidores dos valores auferidos pelas
concessionárias em virtude do tema mencionado, tramita em processo específico, não sendo
possível de ser considerado no presente processo.
Por fim, visando amenizar o efeito ao seu consumidor, a Cegero pleiteou a inclusão de financeiro
negativo no valor de R$ 2.000.000,00, relativos ao diferimento de parcela B, o que reduziu seu efeito
em 3,31%, passando de 14,72% para 11,41%.
Ressalta-se que o valor diferido será contemplado no próximo processo tarifário, devidamente
atualizado pelo IPCA.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 43 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.5. Coopera
A Coopera, sediada na cidade de Forquilhinha - SC, atende cerca de 26 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 120 milhões. Este ano, o contrato estabelece
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.5.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 20.155.527,36 | 30.725.523,30 | 52,44% | 8,81% | 24,20% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 256.144,18 | 194.641,69 | -24,01% | -0,05% | 0,15% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 17.435.684,04 | 18.021.294,76 | 3,36% | 0,49% | 14,20% |
| CDE Conta-COVID | - | 9.419.991,38 | 100,00% | 7,85% | 7,42% |
| PROINFA | 2.463.699,15 | 3.089.595,47 | 25,40% | 0,52% | 2,43% |
| ENERGIA COMPRADA | 38.379.837,98 | 44.510.693,84 | 15,97% | 5,11% | 35,06% |
| Energia | 38.379.837,98 | 44.510.693,84 | 15,97% | 5,11% | 35,06% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 8.994.976,30 | 7.711.929,00 | -14,26% | -1,07% | 6,07% |
| Rede Básica | 7.939.678,70 | 6.498.549,00 | -1,20% | 5,12% |  |
| Rede Básica Fronteira | 1.055.297,60 | 1.213.380,00 | 0,13% | 0,96% |  |
| Total de Parcela A | 67.530.341,64 | 82.948.146,13 | 22,83% | 12,85% | 65,34% |
| Total de Parcela B | 52.465.016,25 | 44.000.000,00 | -16,13% | -7,05% | 34,66% |

Variação econômica 5,79%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 2.035.792,32 1,70%
Neutralidade Encargos Setoriais (1.245.068,84) -1,04%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 562.938,51 0,47%
-11,95%
Conta Covid-19 (14.333.926,72)

Total Financeiros - 12.980.264,74 -10,82%
Variação econômica e financeira -5,03%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 10,78%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 5,75%
Os custos da Parcela A representam 65,34% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 12,85% da variação econômico-financeira da
Coopera, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
8,81% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, devido ao início
do pagamento da CDE Conta Covid, com impacto tarifário de 7,85%.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -1,07%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 44 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 5,11% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Coopera, cuja tarifa variou 14,52%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 34,66% da Receita, resultando
num efeito de -7,05% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 5,79%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -10,82%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (10,78%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 5,75%.
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, o qual implicou
em impacto de -11,95% neste reajuste. Os montantes em questão equivalem a 100% totalidade dos
valores a serem revertidos pela COOPERA da Conta-Covid e correspondem aos itens previstos nos
§1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020.
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 Coopera, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 92.685,74. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir demonstra o cálculo.
TABELA I.5.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (60,15) | 5.896,85 | 5.836,70 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 5.095,79 | 63.203,04 | 68.298,83 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 5.254,93 | 13.295,28 | 18.550,21 |
| 10.290,57 | 82.395,17 | 92.685,74 |  |

TOTAL
O Gráfico I.5.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Fls. 45 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Setoriais
Trasnmissão
4,8% 19,1%
Custo de Energia
27,7%
Tributos
ICMS
21,1%
21,1%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
27,3%
Gráfico I.5.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Coopera Celesc IGP_M IPCA
850
750
650
532,24
550 520,49
MWh 505,99
469,78
/ 444,36 459,85
R$ 450 431,42

353,49 387,09 395,17 403,03
338,07
350
318,97 313,80 318,97 309,25
288,68 296,18

255,80 255,80 249,71
250
222,08 214,45
208,08
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.5.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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Fls. 46 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.6. Ceraçá
A Ceraçá, sediada na cidade de Saudades - SC, atende cerca de 12 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 49 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.6.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 6.027.577,93 | 6.431.980,52 | 6,71% | 0,82% | 11,72% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 102.220,37 | 105.469,81 | 3,18% | 0,01% | 0,19% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 5.222.265,18 | 5.445.794,00 | 4,28% | 0,45% | 9,92% |
| PROINFA | 703.092,37 | 880.716,72 | 25,26% | 0,36% | 1,61% |
| ENERGIA COMPRADA | 12.173.950,07 | 14.609.526,29 | 20,01% | 4,95% | 26,63% |
| Energia | 12.173.950,07 | 14.609.526,29 | 20,01% | 4,95% | 26,63% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 9.024.769,70 | 9.079.233,31 | 0,60% | 0,11% | 16,55% |
| Uso do sistema de distribuição | 9.024.769,70 | 9.079.233,31 | 0,60% | 0,11% | 16,55% |
| Total de Parcela A | 27.226.297,70 | 30.120.740,12 | 10,63% | 5,88% | 54,89% |
| Total de Parcela B | 21.970.218,55 | 24.750.524,48 | 12,65% | 5,65% | 45,11% |

Variação econômica 11,53%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.299.125,26 2,64%
(355.096,65) -0,72%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (43.241,69) | -0,09% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (10.692.706,34) | -21,73% |  |
| Diferimento Pis Cofins (2021 + Reversão 2020) | (1.299.125,26) | -2,64% |  |
| Total Financeiros | - | 11.091.044,69 | -22,54% |

Variação econômica e financeira -11,01%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 17,83%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 6,82%
Os custos da Parcela A representam 54,89% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 5,88% da variação econômico-financeira da Ceraçá,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,82% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,45%, 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 0,11%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 47 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O custo com a compra de energia contribuiu com acréscimo
de 4,95% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da nova tarifa de suprimento da
Celesc para a Ceraçá, cuja a tarifa variaou em média 14,52%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,11% da Receita, resultando
num efeito de 5,65% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 11,53%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -22,54%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (17,83%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 6,82%.
No que diz respeito aos financeiros, merece destaque a reversão do diferimento de Pis/Cofins
realizado em 2020 e o diferimento solicitado pela permissionária em 2021, que juntos
representaram um impacto tarifário de -2,64%. Tabela abaixo resume esses montantes.
TABELA I.6.2 – Diferimento do Financeiro PIS COFINS

Reversão Diferimento Diferimento
Componente

Diferimento 2020 2021 total
TUSD 431.822,13 - 984.888,84 - 553.066,72
TE 550.172,82 - 1.296.231,36 - 746.058,55
Total 981.994,94 - 2.281.120,20 - 1.299.125,26
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 Ceraçá, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 250.260,25. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir demonstra o cálculo.
TABELA I.6.3 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Geração Fonte Incentivda | (209,49) | 1.277,76 | 1.068,27 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Distribuição | 4.952,59 | - | 4.952,59 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 517,90 | 8.489,30 | 9.007,20 |
| Subsidio Rural | (8.049,26) | 237.290,31 | 229.241,05 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 986,84 | 5.004,31 | 5.991,14 |
| TOTAL | (1.801,42) | 252.061,67 | 250.260,25 |

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Fls. 48 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
O Gráfico I.6.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
12,0% 8,5%
Custo de Energia
19,3%
Tributos ICMS
27,7% 23,6%
PIS/COFINS
4,1%
Custo de
Distribuição
32,6%
Gráfico I.6.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Ceraçá Celesc IGP_M IPCA
950
850
750
650
MWh
532,24

550 520,49 511,66 505,99 518,33
R$ / 496,86
459,85 470,37 469,78
444,36
450 431,42 430,76
353,49
366,87 386,15
366,87 353,59
350
313,80
288,68 284,88
255,80 255,80
252,24
250 206,18
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.6.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 49 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Pleitos Específicos
A Permissionária solicitou o diferimento do componente financeiro Pis/Cofins no valor de
2.281.120,20, com intuito de reduzir o efeito tarifário ao consumidor. O pleito foi aceito, e o valor
deverá ser considerado no próximo processo tarifário, atualizado pelo IPCA.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 50 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.7. Cerej
A Cerej, sediada na cidade de Biguaçu - SC, atende cerca de 15 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 38 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.7.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 3.312.455,73 | 3.548.858,33 | 7,14% | 0,62% | 7,67% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 99.561,38 | 105.115,06 | 5,58% | 0,01% | 0,23% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.837.781,44 | 2.973.324,31 | 4,78% | 0,35% | 6,43% |
| PROINFA | 375.112,90 | 470.418,95 | 25,41% | 0,25% | 1,02% |
| ENERGIA COMPRADA | 5.840.865,35 | 10.622.668,69 | 81,87% | 12,47% | 22,97% |
| Energia | 5.840.865,35 | 10.622.668,69 | 81,87% | 12,47% | 22,97% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 6.028.545,99 | 6.033.724,93 | 0,09% | 0,01% | 13,05% |
| Uso do sistema de distribuição | 6.028.545,99 | 6.033.724,93 | 0,09% | 0,01% | 13,05% |
| Total de Parcela A | 15.181.867,08 | 20.205.251,94 | 33,09% | 13,10% | 43,70% |
| Total de Parcela B | 23.158.022,58 | 26.035.998,17 | 12,43% | 7,51% | 56,30% |

Variação econômica 20,61%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 632.667,23 1,65%
(214.575,64) -0,56%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (555.444,29) | -1,45% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (16.232.843,86) | -42,34% |  |
| Diferimento Pis Cofins | (632.667,23) | -1,65% |  |
| Total Financeiros | - | 17.002.863,80 | -44,35% |

Variação econômica e financeira -23,74%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 31,41%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 7,67%
Os custos da Parcela A representam 43,70% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 13,10% da variação econômico-financeira da Cerej,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,62% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, a CDE Conta
Covid, com impacto tarifário de 0,35.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,01%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 51 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. A compra de energia contribuiu com acréscimo de 12,47% na
tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova tarifa de suprimento da
Celesc para a Cerej, que tarifa variou 14,52%, bem como da redução dos descontos
tarifários (de 63,75% para 41,70%).
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 56,30% da Receita, resultando
num efeito de 7,51% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 20,61%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -44,35%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (31,41%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 7,67%.
Merece destaque o diferimento de Pis/Cofins solicitado pela permissionária no valor de total de -R$
632.667,23, com impacto financeiro de -1,65%.
Destaca-se, também, a revisão da subvenção para cooperativas com baixa densidade de carga, que,
no caso da Cerej, representou a uma redução tarifária de 16,96%.
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 Cerej, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 131.049,03. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir demonstra o cálculo.
TABELA I.7.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Distribuição | 8.496,89 | - | 8.496,89 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 149,46 | 161,91 | 311,37 |
| Subsidio Rural | (2.652,06) | 124.892,83 | 122.240,77 |
| TOTAL | 5.994,29 | 125.054,74 | 131.049,03 |

O Gráfico I.7.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 52 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão
Custo de Energia Setoriais

18,1% 10,3% 6,1%
Tributos
ICMS
21,1%
20,7%
PIS/COFINS
0,3%
Custo de
Distribuição
44,4%
Gráfico I.7.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cerej Celesc IGP_M IPCA
950
850
750
628,70
650 610,34
580,39
MWh 541,31 543,35

550 520,49 532,24
/ 505,99
R$ 469,78
458,99 444,36 456,67 459,85
450 431,42
353,49
368,63 370,55
368,63

350 313,80 324,70
302,28 288,68
255,80 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.7.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 53 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
A permissionária solicitou o diferimento de Pis/Cofins no valor de total de -R$ 632.667,23, para fins
de modicidade tarifária. O pleito foi acatado e o valor deverá ser considerado no próximo processo
tarifário atualizado pelo IPCA.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 54 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.8. Cedri
A Cedri, sediada na cidade de Itariri - SP, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 15 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.8.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 1.340.756,97 | 1.985.753,76 | 48,11% | 4,24% | 13,48% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 37.159,76 | 32.244,02 | -13,23% | -0,03% | 0,22% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 1.144.084,92 | 1.191.087,61 | 4,11% | 0,31% | 8,08% |
| CDE Conta-COVID | - | 561.638,56 | 100,00% | 3,69% | 3,81% |
| PROINFA | 159.512,28 | 200.783,57 | 25,87% | 0,27% | 1,36% |
| ENERGIA COMPRADA | 3.332.889,85 | 3.590.301,50 | 7,72% | 1,69% | 24,37% |
| Energia | 3.332.889,85 | 3.590.301,50 | 7,72% | 1,69% | 24,37% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 2.024.846,99 | 2.035.479,00 | 0,53% | 0,07% | 13,81% |
| Uso do sistema de distribuição | 2.024.846,99 | 2.035.479,00 | 0,53% | 0,07% | 13,81% |
| Total de Parcela A | 6.698.493,81 | 7.611.534,26 | 13,63% | 6,00% | 51,66% |
| Total de Parcela B | 8.522.211,91 | 7.122.749,50 | -16,42% | -9,19% | 48,34% |

Variação econômica -3,20%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
301.251,83 1,98%
Repasse de PIS COFINS

Neutralidade Encargos Setoriais 6.958,30 0,05%
Compensação DIC FIC (44.000,62) -0,29%
Subvenção CDE (2.702.903,54) -17,76%
-6,57%
Diferimento de Energia (1.000.000,00)

Total Financeiros (3.438.694,03) -22,59%
Variação econômica e financeira -25,79%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 28,31%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 2,52%
Os custos da Parcela A representam 51,66% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 6,00% da variação econômico-financeira da Cedri,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
4,24% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, o início do
recolhimento de um novo componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE -
CONTA COVID, relacionado ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid,
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinado a receber os recursos
de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, cujo efeito
foi de 3,69%; e
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 55 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
b) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 1,69% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da nova tarifa de
suprimento da Elektro para a Cedri.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,34% da Receita, resultando
num efeito de -9,19% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. Esse efeito é justificado
pela redução da parcela B total requerida pela permissionária neste processo tarifário.
Ao resultado da variação econômica, de -3,20%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -22,59%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (28,31%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 2,52%.
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 Cedri, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 30.999,74. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.8.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 5.130,87 | 41.371,43 | 46.502,30 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (35.722,75) | 10.357,90 | (25.364,85) |
| Subsidio Rural | 339,93 | 9.522,36 | 9.862,29 |
| (30.251,94) | 61.251,69 | 30.999,74 |  |

TOTAL
O Gráfico I.8.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 56 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de
Encargos
Trasnmissão
Setoriais
10,7%
10,4%
Custo de
Energia
ICMS
18,9% Tributos
19,9%
22,5%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS
37,5%
2,6%
Gráfico I.8.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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
Elektro.

Cedri Elektro IGP_M IPCA
1.150
1.050
950
850
784,40
750,67

750 695,10 694,52
662,82 683,87
MWh

650 603,84 622,58
/ 601,79
R$ 555,05
550 531,87
488,63 510,41
464,88 479,14
454,01 454,01

450 429,11 423,27
372,29
352,17
350

287,13 287,13 311,88
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.8.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Neste processo tarifário, a Cedri solicitou um diferimento de custos associados à energia, no valor
de R$ 1 milhão, de modo a mitigar os efeitos tarifários aos seus consumidores, o que contribuiu com
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 57 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
uma redução de 6,57%. O pleito foi acatado e o valor deverá ser considerado no próximo processo
tarifário devidamente atualizado pelo IPCA.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 58 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.9. Cervam
A Cervam, sediada na cidade de Porto Ferreira - SP, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 22 milhões. Este ano, o contrato de
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.
TABELA I.9.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 2.358.118,62 | 2.698.903,52 | 14,45% | 1,53% | 12,49% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 31.111,31 | 31.089,74 | -0,07% | 0,00% | 0,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.043.258,81 | 2.117.999,29 | 3,66% | 0,34% | 9,80% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 194.356,72 | 100,00% | 0,87% | 0,90% |
| PROINFA | 283.748,50 | 355.457,77 | 25,27% | 0,32% | 1,65% |
| ENERGIA COMPRADA | 9.828.468,56 | 8.678.866,42 | -11,70% | -5,16% | 40,17% |
| Energia | 9.828.468,56 | 8.678.866,42 | -11,70% | -5,16% | 40,17% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.465.255,22 | 3.544.424,05 | 2,28% | 0,36% | 16,41% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.465.255,22 | 3.544.424,05 | 2,28% | 0,36% | 16,41% |
| Total de Parcela A | 15.651.842,40 | 14.922.193,99 | -4,66% | -3,27% | 69,07% |
| Total de Parcela B | 6.641.515,72 | 6.680.849,94 | 0,59% | 0,18% | 30,93% |

Variação econômica -3,10%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
706.269,73 3,17%
Repasse de PIS COFINS

| Neutralidade Encargos Setoriais | (513.649,86) | -2,30% |
| --- | --- | --- |
| Compensação DIC FIC | (129.080,03) | -0,58% |
| Subvenção CDE | (2.027.372,56) | -9,09% |
| Previsão de Risco Hidrologico | 351.096,34 | 1,57% |
| Total Financeiros | (1.612.736,38) | -7,23% |

Variação econômica e financeira -10,33%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 10,61%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 0,28%
Os custos da Parcela A representam 69,07% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam -3,27% da variação econômico-financeira da
Cervam, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,53% no presente reajuste tarifário. Destaca-se especialmente o início do
pagamento do encargo de ESS/EER, decorrente da adesão da permissionária à
CCEE devido à contratação de energia no Ambiente de Contratação Livre; e
b) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com um
efeito de -5,16% na tarifa vigente. Esse impacto é reflexo principalmente do novo
Mix de energia da Cervam, a partir do um novo contrato de comercialização de
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 59 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
energia licitada firmado com a CEMIG G&T e aprovado pelo Despacho Aneel nº
457, de 19 de fevereiro de 2021.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 30,93% da Receita, resultando
num efeito de 0,18% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -3,10%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -7,23%, que, somados à retirada dos financeiros do processo anterior, conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (10,61%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 0,28%.
Sobre os financeiros, destaca-se a inclusão da previsão do risco hidrológico, com impacto de 1,57%
no efeito médio. Como agente da CCEE, a permissionária passa a ser responsável por esse custo.
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 Cervam, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 251.538,39. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.9.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 35.987,09 | 34.909,55 | 70.896,64 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (1.645,32) | 1.733,93 | 88,61 |
| Subsidio Rural | 12.554,95 | 41.397,44 | 53.952,40 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 35.581,86 | 91.018,88 | 126.600,73 |
| TOTAL | 82.478,58 | 169.059,80 | 251.538,39 |

O Gráfico I.9.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Fls. 60 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Encargos
Setoriais
10,4%
Custo de
Trasnmissão
13,7%
ICMS
Trubuto
Custo de Energia
16,6% 15,0%
33,5%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS
25,8% 1,6%
Gráfico I.9.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como a tarifa de sua supridora ELEKTRO.

Cervam ELEKTRO IGP_M IPCA
1.050
950
850
750
667,26
648,55
631,46 635,66 622,58
MWh 650 601,79
555,05
/
R$ 550 531,87
450
350
250
150

set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.9.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 61 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.10. Cergal
A Cergal, sediada na cidade de Tubarão - SC, atende cerca de 19 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 45 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.10.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 4.604.371,47 | 6.192.029,05 | 34,48% | 3,52% | 13,69% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 92.327,15 | 89.677,02 | -2,87% | -0,01% | 0,20% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.976.533,27 | 4.150.236,24 | 4,37% | 0,38% | 9,18% |
| CDE Conta-COVID | - | 1.175.911,39 | 100,00% | 2,60% | 2,60% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 104.851,80 | 100,00% | 0,23% | 0,23% |
| PROINFA | 535.511,05 | 671.352,60 | 25,37% | 0,30% | 1,48% |
| ENERGIA COMPRADA | 12.069.946,98 | 12.818.344,90 | 6,20% | 1,66% | 28,35% |
| Energia | 12.069.946,98 | 12.818.344,90 | 6,20% | 1,66% | 28,35% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 7.946.729,19 | 5.825.598,10 | -26,69% | -4,70% | 12,88% |
| Uso do sistema de distribuição | 7.946.729,19 | 5.825.598,10 | -26,69% | -4,70% | 12,88% |
| Total de Parcela A | 24.621.047,64 | 24.835.972,05 | 0,87% | 0,48% | 54,93% |
| Total de Parcela B | 20.521.828,78 | 20.379.874,91 | -0,69% | -0,31% | 45,07% |

Variação econômica 0,16%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.035.112,98 2,29%
Neutralidade Encargos Setoriais 63.110,07 0,14%
Subvenção CDE (755.772,03) -1,67%
1,56%
Previsão de Risco Hidrologico 704.510,24

Diferimento de Energia (1.500.000,00) -3,32%
Total Financeiros - 453.038,74 -1,00%
Variação econômica e financeira -0,84%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 11,76%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 10,92%
Os custos da Parcela A representam 54,93% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 0,48% da variação econômico-financeira da Cergal,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
3,52% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento
do orçamento da CDE-USO, efeito de 0,38%, decorrente do cálculo das cotas
anuais de CDE para o ano de 2021. bem como devido ao início do pagamento da
CDE Conta Covid, com impacto tarifário de 2,60%.
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 62 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,23%.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -4,70%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
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 1,66% na tarifa vigente. Esse impacto é decorrente da nova tarifa de
suprimento da Celesc para a Cergal, bem como da compra de energia no Ambiente
de Contratação Livre, que estará vigente a partir de 01/06/2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,07% da Receita, resultando
num efeito de -0,31% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 0,16%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -1,00%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais que totalizam 11,76%, resultando no
efeito médio de 10,92% a ser percebido pelos consumidores da Cergal.
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 Cergal, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 769.536,02. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.10.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 282.202,47 | 456.878,16 | 739.080,64 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Distribuição | 1.272,26 | - | 1.272,26 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (167,17) | 2.949,46 | 2.782,29 |
| Subsidio Rural | 2.359,36 | 18.585,42 | 20.944,78 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 238,90 | 5.217,15 | 5.456,05 |
| TOTAL | 285.905,83 | 483.630,19 | 769.536,02 |

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 63 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
O Gráfico I.10.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
9,4% 10,0%
Custo de Energia
20,8%
Tributos
ICMS
26,8%
26,6%
PIS/COFINS
0,2%
Custo de
Distribuição
33,0%
Gráfico I.10.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cergal Celesc IGP_M IPCA
950
850
750 721,68
655,47 654,13
650
599,08
MWh
532,24

550 522,00 520,49
R$ / 505,99
469,78
444,36 459,85
450 428,98 431,42
353,49 413,18
346,91 346,91
350 330,23
313,80
289,56 288,68
255,80 255,80
242,00
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.10.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 64 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Pleitos Específicos
A CERGAL solicitou o diferimento de item financeiro diretamente ligado à energia no valor de R$
1.500.000,00 com o objetivo de reduzir o efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
Pleito Acatado. A SGT reconheceu a formação de um ativo regulatório decorrente do diferimento
de componente financeiro associado aos custos de energia, no valor de R$ 1.500.000,00 (um milhão
e quinhentos mil reais), a preço de setembro de 2021, o qual deverá ser atualizado pelo IPCA e
incorporado ao processo tarifário subsequente.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 65 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.11. COOPERZEM
A COOPERZEM, sediada na cidade de Armazém - SC, atende cerca de 8 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 32 milhões. Este ano, o contrato de
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.
TABELA I.11.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 3.197.627,35 | 3.412.298,36 | 6,71% | 0,67% | 9,86% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 60.403,55 | 55.830,06 | -7,57% | -0,01% | 0,16% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.767.669,51 | 2.893.181,44 | 4,53% | 0,39% | 8,36% |
| PROINFA | 369.554,29 | 463.286,86 | 25,36% | 0,29% | 1,34% |
| ENERGIA COMPRADA | 11.841.795,82 | 14.546.422,59 | 22,84% | 8,39% | 42,01% |
| Energia | 11.841.795,82 | 14.546.422,59 | 22,84% | 8,39% | 42,01% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.434.520,64 | 2.894.274,40 | -15,73% | -1,68% | 8,36% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.434.520,64 | 2.894.274,40 | -15,73% | -1,68% | 8,36% |
| Total de Parcela A | 18.473.943,81 | 20.852.995,35 | 12,88% | 7,38% | 60,23% |
| Total de Parcela B | 13.763.751,40 | 13.771.141,67 | 0,05% | 0,02% | 39,77% |

Variação econômica 7,40%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 803.853,57 2,49%
(244.511,64) -0,76%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (49.424,27) | -0,15% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (4.958.818,17) | -15,38% |  |
| Recálculo PB ano anterior | 218.464,66 | 0,68% |  |
| Total Financeiros | - | 4.230.435,85 | -13,12% |

Variação econômica e financeira -5,72%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 20,94%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 15,22%
Os custos da Parcela A representam 60,23% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 7,38% da variação econômico-financeira da
COOPERZEM, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,67% no presente reajuste tarifário.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -1,68%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras
CELESC.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 66 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 8,39% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas
tarifas de suprimento da CELESC para a COOPERZEM.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 39,77% da Receita, resultando
num efeito de 0,02% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 7,40%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -13,12%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais no total de 20,94%, resultou no efeito
médio final a ser percebido pelos consumidores da Cooperzem.
15,22%
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 COOPERZEM, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 417.811,76. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.11.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 107.763,99 | 98.881,65 | 206.645,64 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Geração Fonte Incentivda | 1.253,47 | 32.647,09 | 33.900,56 |
| Subsidio Distribuição | 1.369,59 | - | 1.369,59 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 341,14 | 542,27 | 883,41 |
| Subsidio Rural | 4.150,39 | 94.397,23 | 98.547,62 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 11.860,28 | 64.604,68 | 76.464,95 |
| TOTAL | 126.738,85 | 291.072,91 | 417.811,76 |

O Gráfico I.11.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 67 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
6,2% 7,3%
Custo de Energia
31,0%
Tributos
ICMS
26,3%
24,6%
PIS/COFINS
Custo de 1,7%
Distribuição
29,3%
Gráfico I.11.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.

COOPERZEM CELESC IGP_M IPCA
850
750
662,51
650
586,43
559,90
532,24

550 523,80 520,49
MWh 505,99
469,78
/
R$ 450
350
250
150

set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.11.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 68 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
A Cooperzem solicitou que a diferença entre o Pleito de Parcela B solicitado e o valor de Parcela B
considerado no processo tarifário de 2020, fosse considerada como componente financeiro
devidamente corrigido.
Pleito acatado, sendo considerado o valor de R$ 218.464,66.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 69 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.12. Cerbranorte
A Cerbranorte, sediada na cidade de Braço do Norte - SC, atende cerca de 17 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 86 milhões. Este ano, o
contrato estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.12.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 8.732.397,54 | 10.386.273,96 | 18,94% | 1,92% | 12,49% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 130.757,11 | 126.346,38 | -3,37% | -0,01% | 0,15% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 7.579.731,39 | 7.932.278,45 | 4,65% | 0,41% | 9,54% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 1.043.082,95 | 100,00% | 1,21% | 1,25% |
| PROINFA | 1.021.909,03 | 1.284.566,17 | 25,70% | 0,30% | 1,55% |
| ENERGIA COMPRADA | 40.355.893,22 | 34.506.757,14 | -14,49% | -6,78% | 41,51% |
| Energia | 40.355.893,22 | 34.506.757,14 | -14,49% | -6,78% | 41,51% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 8.666.208,34 | 9.076.688,55 | 4,74% | 0,48% | 10,92% |
| Uso do sistema de distribuição | 8.666.208,34 | 9.076.688,55 | 4,74% | 0,48% | 10,92% |
| Total de Parcela A | 57.754.499,10 | 53.969.719,65 | -6,55% | -4,39% | 64,92% |
| Total de Parcela B | 28.496.604,59 | 29.157.000,00 | 2,32% | 0,77% | 35,08% |

Variação econômica -3,62%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
2.529.763,04 2,93%
Repasse de PIS COFINS

Neutralidade Encargos Setoriais (469.511,01) -0,54%
Subvenção CDE (9.354.913,93) -10,85%
Previsão de Risco Hidrologico 2.711.955,03 3,14%
-0,02%
Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da Ren 414/2021 (15.907,63)

Total Financeiros - 4.598.614,50 -5,33%
Variação econômica e financeira -8,95%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 6,35%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -2,60%
Os custos da Parcela A representam 64,92% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam -4,39% da variação econômico-financeira da
Cerbranorte, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,92% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,41%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 1,21%.
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Fls. 70 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,48%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
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 -6,78% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da substituição do
contrato de suprimento pelo contrato no Ambiente de Contratação Livre, que
estará vigente a partir de 01/10/2021.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 35,08% da Receita, resultando
num efeito de 0,77% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -3,62%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -5,33%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais no total de 6,35%, resultou no efeito
médio final de -2,60% a ser percebidos pelos consumidores da Cerbranorte.
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 Cerbranorte, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 266.673,26. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.12.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda - - -

| Subsidio Geração Fonte Incentivda | (525,96) | 7.753,74 | 7.227,78 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Distribuição | 1.331,51 | 55.174,37 | 56.505,88 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (272,80) | 3.291,64 | 3.018,83 |
| Subsidio Rural | 3.545,37 | 167.147,32 | 170.692,69 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (2.041,70) | 31.269,77 | 29.228,07 |
| TOTAL | 2.036,42 | 264.636,84 | 266.673,26 |

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Fls. 71 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
O Gráfico I.12.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
8,5% 9,7%
Custo de Energia
32,3%
Tributos
22,3% ICMS
22,2%
PIS/COFINS
Custo de
0,0%
Distribuição
27,3%
Gráfico I.12.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cerbranorte Celesc IGP_M IPCA
850
750
650
589,08
561,90

550 544,10 532,24
MWh 501,31 520,49 505,99
469,78

R$ / 444,36 460,64 459,85
450 431,42
412,90
353,49 401,97
340,03
350 319,74 319,74
313,80 308,73
288,68
255,80 262,19 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.12.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 72 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Pleitos Específicos
A partir de outubro de2021, inicia-se a vigência do Contrato de Energia a partir de Licitação Pública
CCE500LP13,
- firmado com a Comerc Comercializadora de Energia Elétrica Ltda, homologado pelo
Despacho no 776/2021. Em decorrência dessa licitação, os montantes de energia de suprimento
contratados com a Celesc Distribuição S/A foram reduzidos a partir de setembro de 2021.
Tornando-se agente da CCEE, a Cerbranorte passa a receber cotas compulsórias de CCGF,
Eletronuclear, Risco hidrológico e os encargos ESS/EER. No entendimento da permissionária14,
essas cotas devem ser definidas levando-se em consideração somente a proporção da energia
migrada para o ACL.
Já no entendimento dessa superintendência, as cotas são calculadas levando-se em consideração a
energia do mercado integral. Nesta condição, a Cerbranorte estaria sobrecontratada.
Como forma de resolver a situação da sobrecontratação, a Cerbranorte solicitou que fosse feita
nova redução dos montantes contratados com a devida anuência da supridora. A Celesc, com o
intermédio da ANEEL, concordou com a redução, solucionando, assim, o problema de
sobrecontratação da Cerbranorte.
Outro ponto destacado pela Cerbranorte é que, com a consideração do mercado integral para o
cálculo das componentes de custo em questão, as tarifas da supridora já contêm o ônus das cotas
de Eletronuclear e CCGF, o Risco Hidrológico, e as componentes de encargo ESS/EER. Desta forma,
solicita em seu pleito a análise técnica e possível publicação de resolução adequada que elimine
uma possível duplicidade de pagamentos desses custos nas tarifas de aplicação aos consumidores,
ainda neste processo tarifário.
Em relação a esse aspecto, primeiramente, é importante destacar que as tarifas das supridoras já
foram homologadas (Celesc, Elektro e CPFL Paulista), neste momento não há como revisá-las sem
prejuízo à supridora. Além disso, os reais custos tanto dos encargos quanto das gerações de Angra
e CCGF serão apurados ao longo do próximo ano. Nesse caso, o rateio do custo real será feito com
base na carga total da permissionária. No caso do cálculo dos custos para a supridora, sua carga já
estará reduzida da carga da permissionária, ou seja, será considerado para cálculo tarifário da Celesc
os custos reduzidos desses componentes.
13
SicNet 48513.028416/2020
14 SicNet 48513.025635/2021
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Fls. 73 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Ademais, os cálculos seguem o estabelecido nos Proret 5.4, 11.2 e 12.6. As alterações das
metodologias de cálculo poderão ser realizadas por advento da atualização das normas.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 74 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.13. Cermoful
A Cermoful, sediada na cidade de Morro da Fumaça - SC, atende cerca de 15 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 62 milhões. Este ano, o
contrato estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.13.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO.
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 8.518.012,91 | 9.008.367,36 | 5,76% | 0,79% | 13,44% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 123.495,00 | 117.388,82 | -4,94% | -0,01% | 0,18% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 7.369.980,27 | 7.611.695,47 | 3,28% | 0,39% | 11,36% |
| PROINFA | 1.024.537,63 | 1.279.283,07 | 24,86% | 0,41% | 1,91% |
| ENERGIA COMPRADA | 18.000.589,75 | 21.012.176,05 | 16,73% | 4,85% | 31,36% |
| Energia | 18.000.589,75 | 21.012.176,05 | 16,73% | 4,85% | 31,36% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 9.060.807,84 | 10.219.012,57 | 12,78% | 1,87% | 15,25% |
| Uso do sistema de distribuição | 9.060.807,84 | 10.219.012,57 | 12,78% | 1,87% | 15,25% |
| Total de Parcela A | 35.579.410,51 | 40.239.555,99 | 13,10% | 7,51% | 60,05% |
| Total de Parcela B | 26.488.934,64 | 26.770.470,00 | 1,06% | 0,45% | 39,95% |

Variação econômica 7,96%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.277.325,92 2,06%
(1.351.893,97) -2,18%
Neutralidade Encargos Setoriais

Subvenção CDE (1.205.667,83) -1,94%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (5,13) 0,00%
Total Financeiros - 1.280.241,01 -2,06%
Variação econômica e financeira 5,90%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 4,10%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 10,00%
Os custos da Parcela A representam 60,05% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 7,51% da variação econômico-financeira da
Cermoful, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,79% no presente reajuste tarifário.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 1,87%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
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 4,85% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Cermoful.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 75 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 39,95% da Receita, resultando
num efeito de 0,45% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 7,96%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -2,06%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais , no total de 4,10%, resultou no efeito
médio final de 10,00% a ser percebido pelos consumidores da permissionária.
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 Cermoful, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 51.847,29. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.13.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Distribuição | 28.971,33 | - | 28.971,33 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 53,42 | 744,53 | 797,95 |
| Subsidio Rural | (1.475,45) | 23.079,17 | 21.603,73 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (69,37) | 543,65 | 474,28 |
| TOTAL | 27.479,94 | 24.367,35 | 51.847,29 |

O Gráfico I.13.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 76 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
11,8% 10,4%
Custo de Energia
24,3%
Tributos
22,5% ICMS
22,3%
PIS/COFINS
Custo de 0,2%
Distribuição
31,0%
Gráfico I.13.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cermoful Celesc IGP_M IPCA
950
850
750
651,74
650 608,17
562,51
MWh

550 507,40 520,49 532,24
/ 505,99
R$ 469,78
444,36 459,85
450 431,42 417,12
353,49

352,15 352,15 367,04 352,81
350 340,76

313,80 313,41 300,83
288,68
255,80 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.13.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 77 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.14. Coopercocal
A Coopercocal, sediada na cidade de Cocal do Sul - SC, atende cerca de 11 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 49 milhões. Este ano, o
contrato estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.14.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 6.709.652,94 | 7.116.049,16 | 6,06% | 0,83% | 13,42% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 85.549,58 | 79.524,07 | -7,04% | -0,01% | 0,15% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 5.814.285,89 | 6.022.243,44 | 3,58% | 0,42% | 11,36% |
| PROINFA | 809.817,47 | 1.014.281,66 | 25,25% | 0,42% | 1,91% |
| ENERGIA COMPRADA | 17.613.685,36 | 20.077.906,94 | 13,99% | 5,03% | 37,87% |
| Energia | 17.613.685,36 | 20.077.906,94 | 13,99% | 5,03% | 37,87% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 7.279.781,60 | 7.987.413,76 | 9,72% | 1,44% | 15,07% |
| Uso do sistema de distribuição | 7.279.781,60 | 7.987.413,76 | 9,72% | 1,44% | 15,07% |
| Total de Parcela A | 31.603.119,91 | 35.181.369,86 | 11,32% | 7,30% | 66,37% |
| Total de Parcela B | 17.408.204,26 | 17.830.257,75 | 2,42% | 0,86% | 33,63% |

Variação econômica 8,16%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.211.979,22 2,47%
(824.310,55) -1,68%
Neutralidade Encargos Setoriais

Compensação DIC FIC (54.466,58) -0,11%
Subvenção CDE (3.162.343,66) -6,45%
Total Financeiros - 2.829.141,57 -5,77%
Variação econômica e financeira 2,39%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 9,34%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 11,73%
Os custos da Parcela A representam 66,37% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 7,30% da variação econômico-financeira da
Coopercocal, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,83% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,42%, 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 1,44%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 78 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 5,03% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Coopercocal, tarifas essas que variaram em
média 14,52%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 33,63% da Receita, resultando
num efeito de 0,86% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 8,16%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -5,77%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (9,34%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 11,73%.
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 Coopercocal, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 47.118,59. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.14.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | - | 19.422,21 | 5.630,64 - | 13.791,57 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 1.048,18 | 1.809,48 | 2.857,66 |  |
| Subsidio Rural | (226,80) | 30.852,64 | 30.625,83 |  |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 77,37 | 6.860,27 | 6.937,64 |  |
| 1.965,55 | 45.153,03 | 47.118,59 |  |  |

TOTAL
O Gráfico I.14.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 79 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de
Trasnmissão Encargos
11,4% Setoriais
10,2%
Custo de
Energia ICMS
Tributos
28,8% 24,0%
24,0%
Custo de
Distribuição
25,6%
PIS/COFINS
0,0%
Gráfico I.14.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Coopercocal Celesc IGP_M IPCA
850
750
650
550,72

550 520,49 532,24
MWh 502,33 505,99
/ 459,85 468,20 469,78

R$ 450 444,36 431,42
429,12
353,49 356,72
350 347,70
310,13 313,80 310,13 314,48
296,12 288,68 275,63
255,80 259,92 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.14.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 80 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.15. Cergapa
A Cergapa, sediada na cidade de Grão Pará - SC, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 18 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizada a Revisão Tarifária Periódica - RTP.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.15.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 2.005.186,69 | 2.142.588,00 | 6,85% | 0,78% | 11,07% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 31.457,13 | 32.428,13 | 3,09% | 0,01% | 0,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 1.740.210,16 | 1.817.399,33 | 4,44% | 0,44% | 9,39% |
| PROINFA | 233.519,41 | 292.760,54 | 25,37% | 0,34% | 1,51% |
| ENERGIA COMPRADA | 5.409.068,56 | 6.303.438,64 | 16,53% | 5,07% | 32,58% |
| Energia | 5.409.068,56 | 6.303.438,64 | 16,53% | 5,07% | 32,58% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.128.007,39 | 3.039.576,01 | -2,83% | -0,50% | 15,71% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.128.007,39 | 3.039.576,01 | -2,83% | -0,50% | 15,71% |
| Total de Parcela A | 10.542.262,64 | 11.485.602,65 | 8,95% | 5,35% | 59,37% |
| Total de Parcela B | 7.087.810,43 | 7.861.690,46 | 10,92% | 4,39% | 40,63% |

Variação econômica 9,74%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 441.736,51 2,51%
1.434,82 0,01%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (42.248,88) | -0,24% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (3.264.076,53) | -18,51% |  |
| Diferimento Pis Cofins | (441.736,51) | -2,51% |  |
| Total Financeiros | - | 3.304.890,58 | -18,75% |

Variação econômica e financeira -9,01%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 16,04%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 7,03%
Os custos da Parcela A representam 59,37% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 5,35% da variação econômico-financeira da
Cergapa, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,78% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,44%, 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 -0,50%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 81 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 5,07% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Cergapa, tarifas essas que variaram em
média 14,52%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 40,63% da Receita, resultando
num efeito de 4,39% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 9,74%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -18,75%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (16,04%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 7,03%.
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 Cergapa, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 175.933,33. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.15.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 40.903,76 | 33.626,46 | 74.530,22 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Distribuição | 5.799,64 | - | 5.799,64 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (43,89) | 102,94 | 59,06 |
| Subsidio Rural | (4.669,71) | 81.282,04 | 76.612,33 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 5.163,19 | 13.768,89 | 18.932,08 |
| TOTAL | 47.153,00 | 128.780,33 | 175.933,33 |

O Gráfico I.15.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 82 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Transmissão
Encargos
11,7%
Setoriais
8,3%
Energia
ICMS
24,3% Tributos
25,3% 25,3%
Distribuição
30,4%
PIS/COFINS
0,0%
Gráfico I.15.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cergapa Celesc IGP_M IPCA
950
850
750
650
MWh
545,07 563,88

550 520,49 532,24
/ 523,83 505,99
R$ 491,34
449,65 459,85 469,78

450 444,36 431,42
413,43
366,98 401,35
366,98
350 335,83 353,49
313,80 312,01
288,68
255,80 251,82 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.15.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 83 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Pleitos Específicos
A permissionária solicitou o diferimento da componente financeira pis cofins em prol da
modicidade tarifária. O Pleito foi acatado.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 84 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
TABELA I.16.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 1.788.398,03 | 1.905.861,16 | 6,57% | 0,71% | 10,30% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 40.159,08 | 38.903,69 | -3,13% | -0,01% | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 1.541.907,16 | 1.608.703,96 | 4,33% | 0,40% | 8,69% |
| PROINFA | 206.331,79 | 258.253,51 | 25,16% | 0,31% | 1,40% |
| ENERGIA COMPRADA | 3.648.990,67 | 4.888.470,68 | 33,97% | 7,44% | 26,42% |
| Energia | 3.648.990,67 | 4.888.470,68 | 33,97% | 7,44% | 26,42% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 2.805.579,27 | 2.716.966,81 | -3,16% | -0,53% | 14,68% |
| Uso do sistema de distribuição | 2.805.579,27 | 2.716.966,81 | -3,16% | -0,53% | 14,68% |
| Total de Parcela A | 8.242.967,97 | 9.511.298,65 | 15,39% | 7,62% | 51,41% |
| Total de Parcela B | 8.409.700,04 | 8.991.000,00 | 6,91% | 3,49% | 48,59% |

Variação econômica 11,11%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 312.633,76 1,88%
Neutralidade Encargos Setoriais (103.222,64) -0,62%
Compensação DIC FIC (38.010,24) -0,23%
-15,01%
Subvenção CDE (2.499.952,19)

Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (107,54) 0,00%
Total Financeiros - 2.641.292,62 -15,86%
Variação econômica e financeira -4,75%
12,63%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 7,88%
Os custos da Parcela A representam 51,41% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 7,62% da variação econômico-financeira da Cergral,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,71% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,40%, 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 -0,53%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
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 7,44% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Cergral, tarifas essas que variaram em média
14,29%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,59% da Receita, resultando
num efeito de 3,49% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 85 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Ao resultado da variação econômica, de 11,11%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -15,86%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (12,63%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 7,88%.
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 Cergral, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 25.086,22. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.16.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Distribuição | 1.951,53 | - | 1.951,53 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 15,23 | 712,86 | 728,09 |
| Subsidio Rural | (609,73) | 21.755,64 | 21.145,91 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 454,37 | 806,32 | 1.260,69 |
| TOTAL | 1.811,40 | 23.274,82 | 25.086,22 |

O Gráfico I.16.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
11,5% 8,0%
Custo de Energia
20,6%
Impostos
21,9% ICMS
21,8%
PIS/COFINS
Custo de 0,1%
Distribuição
38,0%
Gráfico I.16.1 – Composição da Receita com Tributos
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 86 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
O Gráfico a seguir 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.

Cergral Celesc IGP_M IPCA
850
750
650 641,27
605,22
559,04

550 520,49 532,24
MWh 510,26 505,99
464,97 459,85 469,78
R$ / 444,36
450 430,32 431,42
412,58
353,49
344,09 344,09
350 336,02
313,80
299,25 288,68
255,80 252,56 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.16.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 87 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.17. Cejama
A Cejama, sediada na cidade de Jacinto Machado - SC, atende cerca de 5 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 26 milhões. Este ano, o contrato estabelece
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.17.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 2.386.665,22 | 2.702.705,56 | 13,24% | 1,23% | 12,62% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 41.549,60 | 34.929,78 | -15,93% | -0,03% | 0,16% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.061.310,03 | 2.143.989,97 | 4,01% | 0,32% | 10,01% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 167.658,55 | 100,00% | 0,65% | 0,78% |
| PROINFA | 283.805,60 | 356.127,27 | 25,48% | 0,28% | 1,66% |
| ENERGIA COMPRADA | 10.807.468,10 | 8.073.350,34 | -25,30% | -10,66% | 37,69% |
| Energia | 10.807.468,10 | 8.073.350,34 | -25,30% | -10,66% | 37,69% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.391.646,82 | 3.145.735,01 | -7,25% | -0,96% | 14,68% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.391.646,82 | 3.145.735,01 | -7,25% | -0,96% | 14,68% |
| Total de Parcela A | 16.585.780,13 | 13.921.790,91 | -16,06% | -10,38% | 64,99% |
| Total de Parcela B | 9.070.013,12 | 7.500.000,00 | -17,31% | -6,12% | 35,01% |

Variação econômica -16,50%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
712.251,34 2,78%
Repasse de PIS COFINS

Neutralidade Encargos Setoriais (100.772,92) -0,39%
Subvenção CDE (3.290.792,30) -12,83%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (0,18) 0,00%
1,94%
Previsão de Risco Hidrologico 499.004,43

Total Financeiros - 2.219.507,94 -8,65%
Variação econômica e financeira -25,15%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 11,44%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -13,71%
Os custos da Parcela A representam 64,99% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam -10,38% da variação econômico-financeira da
Cejama, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,23% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, a inclusão do ESS/EER, efeito de
0,65%, devido a migração da permissionária para o mercado livre.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -0,96%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 88 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de -10,66% na tarifa vigente, esse impacto é esse impacto é reflexo da
compra de energia no ACL, tendo a Cejama celebrado contrato com a Matrix
Comercializadora S.A com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 35,01% da Receita, resultando
num efeito de -6,12% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -16,50%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -8,65%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (11,44%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em -13,71%.
Sobre os financeiros, destaca-se a inclusão da previsão do risco hidrológico, com impacto de 1,94%
no efeito médio. Como agente da CCEE a Cejama começa ser responsável diretamente por esse
custo.
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 Cejama, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 31.562,01. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.17.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (23,78) | 629,13 | 605,35 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | (7.730,72) | 34.109,33 | 26.378,61 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 1.042,30 | 1.711,74 | 2.754,04 |
| (4.888,19) | 36.450,20 | 31.562,01 |  |

TOTAL
O Gráfico I.17.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 89 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
11,5% 9,9%
Custo de Energia
29,5%
Impostos
21,8% ICMS
21,8%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
27,4%
Gráfico I.17.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cejama Celesc IGP_M IPCA
1.050
950
850
750
657,39
650 616,29
MWh
556,74 563,41
/ 548,54 532,24

R$ 550 520,49 505,99
495,02

444,36 459,85 469,78
436,40 431,42

450 388,16 353,49
388,16
350,89
350 313,80
301,51 288,68
255,80 279,68 255,80
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.17.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 90 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.18. Cersul
A Cersul, sediada na cidade de Turvo - SC, atende cerca de 17 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 68 milhões. Este ano, o contrato estabelece que
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.18.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 8.726.182,66 | 9.306.263,28 | 6,65% | 0,86% | 12,24% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 146.393,85 | 150.353,35 | 2,70% | 0,01% | 0,20% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 7.547.547,44 | 7.860.655,93 | 4,15% | 0,46% | 10,34% |
| PROINFA | 1.032.241,37 | 1.295.253,99 | 25,48% | 0,39% | 1,70% |
| ENERGIA COMPRADA | 17.549.474,02 | 20.523.327,12 | 16,95% | 4,39% | 27,00% |
| Energia | 17.549.474,02 | 20.523.327,12 | 16,95% | 4,39% | 27,00% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 10.773.933,03 | 11.717.893,39 | 8,76% | 1,39% | 15,41% |
| Uso do sistema de distribuição | 10.773.933,03 | 11.717.893,39 | 8,76% | 1,39% | 15,41% |
| Total de Parcela A | 37.049.589,71 | 41.547.483,79 | 12,14% | 6,63% | 54,65% |
| Total de Parcela B | 30.742.664,74 | 34.472.771,62 | 12,13% | 5,50% | 45,35% |

Variação econômica 12,14%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.540.294,05 2,27%
(103.425,19) -0,15%
Neutralidade Encargos Setoriais

Subvenção CDE (18.151.717,22) -26,78%
Diferimento Pis Cofins (1.540.294,05) -2,27%
Total Financeiros - 18.255.142,41 -26,93%
Variação econômica e financeira -14,79%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 23,81%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 9,02%
Os custos da Parcela A representam 54,65% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 6,63% da variação econômico-financeira da Cersul,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,86% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,46%, 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 1,39%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora
Celesc.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 91 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 4,39% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Celesc para a Cersul, cuja as tarifas variaram em média
14,52%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,35% da Receita, resultando
num efeito de 5,50% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 12,14%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -26,93%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (23,81%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 9,02%.
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 Cersul, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 176.055,69. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.18.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio
cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Distribuição | 18.394,05 | - | 18.394,05 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (417,89) | 1.361,81 | 943,92 |
| Subsidio Rural | (2.157,10) | 132.769,62 | 130.612,52 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (199,43) | 26.304,64 | 26.105,21 |
| TOTAL | 15.619,63 | 160.436,07 | 176.055,69 |

O Gráfico I.18.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 92 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
12,0% 9,5%
Custo de Energia
21,0%
Tributos
22,3% ICMS
22,3%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
35,2%
Gráfico I.18.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir 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.

Cersul Celesc IGP_M IPCA
850
750
650
550 532,24

MWh 520,49 505,99
469,78 466,00
/ 444,36 459,85

R$ 450 431,42 440,52
419,84
353,49 375,68
345,93
350 330,82
313,55 313,80 313,55
288,68 293,36
255,80 255,80
250 227,81
208,01
199,54
150

ago-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16 set-17 set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.18.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
De modo a amenizar o impacto para os cooperados de aumento de tarifas acima de 10% neste
momento de pandemia da Covid, grave crise econômica e sucessivos meses de cobrança de
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 93 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
bandeira tarifária vermelha, a CERSUL pleiteou o diferimento do Componente Financeiro –
ressarcimento de PIS/COFINS de 2020 e 2021 em sua totalidade.
Pleito acatado. A SGT reconheceu a formação de um ativo regulatório decorrente do diferimento
de componente financeiro associado aos custos de energia, no valor de R$ 2.802.146,13 (dois
milhões, oitocentos e dois mil, cento e quarenta e seis reais e treze centavos), a preço de setembro
de 2021, o qual deverá ser atualizado pelo IPCA e incorporado ao processo tarifário subsequente.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 94 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.19. Codesam
A Codesam, sediada na cidade de Benedito Novo - SC, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 20 milhões. Este ano, o contrato de
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.
TABELA I.19.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 3.315.041,46 | 3.504.266,59 | 5,71% | 0,93% | 15,91% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 20.187,80 | 17.298,08 | -14,31% | -0,01% | 0,08% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.880.365,29 | 2.967.202,82 | 3,01% | 0,43% | 13,47% |
| PROINFA | 414.488,36 | 519.765,69 | 25,40% | 0,52% | 2,36% |
| ENERGIA COMPRADA | 11.129.631,17 | 12.902.676,99 | 15,93% | 8,71% | 58,57% |
| Energia | 11.129.631,17 | 12.902.676,99 | 15,93% | 8,71% | 58,57% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 1.968.979,83 | 1.923.991,51 | -2,28% | -0,22% | 8,73% |
| Uso do sistema de distribuição | 1.968.979,83 | 1.923.991,51 | -2,28% | -0,22% | 8,73% |
| Total de Parcela A | 16.413.652,46 | 18.330.935,10 | 11,68% | 9,41% | 83,21% |
| Total de Parcela B | 3.951.124,15 | 3.700.000,00 | -6,36% | -1,23% | 16,79% |

Variação econômica 8,18%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 643.874,95 3,16%
(274.819,31) -1,35%
Neutralidade Encargos Setoriais

Total Financeiros 369.055,64 1,81%
Variação econômica e financeira 9,99%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 3,45%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 13,44%
Os custos da Parcela A representam 83,21% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam 9,41% da variação econômico-financeira da
Codesam, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,93% no presente reajuste tarifário.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -0,22%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras
CELESC.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 8,71% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas
tarifas de suprimento da CELESC para a Codesam.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 95 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 16,79% da Receita, resultando
num efeito de -1,23% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 8,18%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de 1,81%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (3,45%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 13,44%.
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 Codesam, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022 , é de R$ 9.174,14. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.19.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Distribuição | 5.951,66 | - | 5.951,66 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 8,73 | 26,79 | 35,52 |
| Subsidio Rural | 49,87 | 3.137,10 | 3.186,97 |
| TOTAL | 6.010,25 | 3.163,89 | 9.174,14 |

O Gráfico I.19.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
6,3% 11,4%
Tributos ICMS
Custo de Energia 28,1%
25,1%
42,1%
PIS/COFINS
3,0%
Custo de
Distribuição
12,1%
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 96 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Gráfico I.19.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.

Codesam CELESC IGP_M IPCA
600
550 532,24
520,49
505,99
500 469,78
463,75
450
418,26
400 386,85
MWh
360,38
/
R$ 350
300
250
200
150

set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.19.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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Fls. 97 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
I.20. Cersad
A Cersad, sediada na cidade de Doutor Pedrinho - SC, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 6 milhões. Este ano, o contrato de permissão
estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.
TABELA I.20.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 612.776,24 | 696.382,29 | 13,64% | 1,40% | 12,90% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 11.485,77 | 8.037,37 | -30,02% | -0,06% | 0,15% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 528.468,44 | 548.452,23 | 3,78% | 0,33% | 10,16% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 48.696,04 | 100,00% | 0,81% | 0,90% |
| PROINFA | 72.822,03 | 91.196,66 | 25,23% | 0,31% | 1,69% |
| ENERGIA COMPRADA | 2.138.098,34 | 2.100.230,88 | -1,77% | -0,63% | 38,89% |
| Energia | 2.138.098,34 | 2.100.230,88 | -1,77% | -0,63% | 38,89% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 876.421,34 | 753.335,77 | -14,04% | -2,05% | 13,95% |
| Uso do sistema de distribuição | 876.421,34 | 753.335,77 | -14,04% | -2,05% | 13,95% |
| Total de Parcela A | 3.627.295,92 | 3.549.948,93 | -2,13% | -1,29% | 65,74% |
| Total de Parcela B | 2.364.844,84 | 1.850.000,00 | -21,77% | -8,59% | 34,26% |

Variação econômica -9,88%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
148.829,72 2,48%
Repasse de PIS COFINS

Neutralidade Encargos Setoriais (83.511,99) -1,39%
Compensação DIC FIC (94.115,61) -1,57%
Subvenção CDE (1.128.622,99) -18,84%
1,94%
Previsão de Risco Hidrologico 115.997,09

Diferimento Pis Cofins (148.829,72) -2,48%
Total Financeiros - 1.190.253,49 -19,86%
Variação econômica e financeira -29,74%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 11,98%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -17,76%
Os custos da Parcela A representam 65,74% da receita econômica da Permissionária. As alterações
dos custos relativos a essa parcela representam -1,29% da variação econômico-financeira da Cersad,
com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,40% no presente reajuste tarifário
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -2,05%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras
CELESC.
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Fls. 98 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de -0,63% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da compra de
energia no ACL, tendo a Cersad celebrado contrato com a CERSAD Geração com
vigência a partir de 1º de janeiro de 2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 34,26% da Receita, resultando
num efeito de -8,59% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -9,88%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -19,86%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (11,98%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em -17,76%.
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 Cersad, em relação às
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 6.664,91. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.20.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio
cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Distribuição | 2.392,13 | - | 2.392,13 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 23,86 | 4.141,89 | 4.165,75 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (16,33) | 123,36 | 107,03 |
| TOTAL | 2.399,66 | 4.265,25 | 6.664,91 |

O Gráfico I.20.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
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Fls. 99 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
10,9% 10,0%
Custo de Energia
30,3%
Tributos
ICMS
22,1%
20,5%
PIS/COFINS
1,6%
Custo de
Distribuição
26,7%
Gráfico I.20.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.

Cersad CELESC IGP_M IPCA
850
750
650
604,55
564,18
532,24

550 520,95 520,49
MWh 505,99
469,78 472,58
/
R$
450
350
250
150

set-18 set-19 set-20 set-21
Gráfico I.20.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
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