REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2854/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005015/2020-10
INTERESSADO: Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista)
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT)
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista) a vigorar
a partir de 22 de abril de 2021.
I. RELATÓRIO
A CPFL Paulista é concessionária1 de serviço público de distribuição de energia elétrica
atendendo cerca de 4,6 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
faturamento anual da ordem de R$ 11,0 bilhões.
2. Em 7 de abril de 2020, foi aprovado o último reajuste tarifário anual da CPFL Paulista,
conforme Resolução Homologatória (REH) nº 2.670, de 2020, por meio da qual as tarifas foram, em média,
reajustadas em 6,05%2. Todavia, conforme previsto no artigo 12 da Resolução citada, como parte de ações
para atenuação dos efeitos da pandemia da Covid-19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas
em 1º de julho de 2020.
3. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa
(REN) nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou conta destinada ao
setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública reconhecido pelo Decreto Legislativo
nº 6, de 20 de março de 2020, regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020, e dispôs
sobre outras providências. Denominou-se tal operação financeira como Conta-Covid.
4. Por sua representatividade à presente instrução, frise-se que em 31 de março de 2021, foi
emitido o Decreto Federal nº 10.665, alterando o Decreto nº 4.550, de 2002, que por sua vez regulamenta
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1999-DNAEE/MME.
2 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 8 de abril de 2020 até
dia 30 de junho de 2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1º de julho de 2020.

a comercialização de energia elétrica gerada pela Eletrobras Termonuclear S/A (Eletronuclear) e por Itaipu
Binacional. Tal alteração teve a finalidade de autorizar, mediante requerimento das distribuidoras de
energia elétrica interessadas, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás provenientes do
repasse da potência contratada da UHE Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia
Elétrica desta usina e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para
o período do diferimento.
5. Na 11ª Reunião Pública Ordinária deste ano, realizada em 6 de abril, a Diretoria colegiada
da Aneel decidiu prorrogar a vigência das tarifas da CPFL Paulista, definidas pela Resolução Homologatória
nº 2.670, de 2020.
6. Em 16 de abril de 2021, por meio de correspondência eletrônica3, a CPFL Paulista solicitou
o diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu, a utilização
dos recursos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER) faturados desde a última
revisão tarifária da concessionária e a reversão de créditos para modicidade tarifária previstos na REH nº
414, de 2010, e REH nº 376, de 2009. Para além desses pedidos, a Concessionária também solicitou
diferimento de valores financeiros atinentes à Parcela B.
7. De posse de tais pedidos, os quais contribuíram para mitigar o efeito nas tarifas, e após a
consolidação de todas as informações concernentes ao cálculo tarifário, a Superintendência de Gestão
Tarifária (SGT) reencaminhou4 ao Conselho de Consumidores, na mesma data, as novas versões finais das
planilhas de cálculo5.
8. Tendo por referência todas essas informações, o processo foi inscrito para deliberação na
13ª Reunião Pública (RPO) do Colegiado desta Agência, a ser realizada em 20 de abril último.
9. De toda sorte, às vésperas da realização da 13ª RPO, mas precisamente em 19 de abril, o
Ministérios de Minas e Energia (MME) informou6 à Agência a respeito da existência de excedentes
financeiros relativos a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, na ordem de US$ 100 milhões, previstos
3 A solicitação em questão foi posteriormente formalizada por intermédio da Carta nº 58/RR/CPFL/Paulista/2021, de 16 de
abril de 2021.
4 Cabe destacar que, em 31 de março de 2021, conforme consta do documento Sic nº 48581.000550/2021-00, a SGT
encaminhou ao Conselho de Consumidores da CPFL Paulista as planilhas prévias de cálculo, conforme dispõe a Resolução
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. Naquele momento, contudo, o efeito tarifário indicado nos cálculos da SGT,
que não levava em conta alguns dos itens de mitigação, era de 14,34%.
5 Documento SIC nº 48580.000586/2021-00
6 Documento SIC nº 48581.000608/2021-00

para os próximos 8 meses. Esse montante, nos termos do Decreto nº 10.665, de 2021, são passíveis de
serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e utilizados para modicidade tarifária.
10. Desta feita, novamente a CPFL Paulista manifestou-se nos autos7, na mesma data,
solicitando acréscimo correspondente de diferimento do Saldo de Comercialização de Energia Elétrica de
Itaipu e ajustando o valor do diferimento da Parcela B.
11. Ainda neste mesmo dia, por meio da Nota Técnica nº 64, de 20218, a Superintendência
descreveu o resultado do cálculo associado ao Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021, apresentando as
variações dos itens de custo.
12. Em face desta nova consolidação, a SGT novamente enviou9 ao Conselho de Consumidores,
em 21 de abril, as novas versões finais das planilhas de cálculo.
13. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
14. O Reajuste Tarifário Anual de 2021 da CPFL Paulista conduz a um efeito médio nas tarifas
a ser percebido pelos consumidores de 8,95%, sendo 9,60%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e 8,64%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,60%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,64%
Efeito Médio AT+BT 8,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT/ANEEL)
15. A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se
deve, em grande medida, pela elevação dos custos alocados na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
(TUSD) que impactam mais os consumidores da alta tensão, como os custos de rede básica e de
7 Carta nº 61/RR/CPFL Paulista/2021, de 19 de abril de 2021. Documento SIC nº 48513.010533/2021-00
8 Documento SIC nº 48581.000583/2021-00.
9 Documento SIC nº 48581.000627/2021.

distribuição. Esse fator é potencializado em função da grande participação de consumidores livres no
mercado da Concessionária.
16. O efeito médio de 8,95% decorre, em suma, (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela
A e B, contribuindo para o efeito médio em 19,53%, (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual reajuste, levando a uma redução de -1,91% e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -8,67%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
7,73% 8,95%
4,70%
3,89%
3,20%
-1,91%
-8,67%

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

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

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 8.292.414.668 | 9.592.408.963 | 15,7% | 11,79% | 72,8% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2.125.416.845 | 2.554.941.637 | 20,2% | 3,89% | 19,4% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 13.384.370 | 17.440.284 | 30,3% | 0,04% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 1.556.220.892 | 1.608.811.132 | 3,4% | 0,48% | 12,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 136.946.452 | 0,0% | 1,24% | 1,0% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 190.981.268 | 0,0% | 1,73% | 1,4% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 232.227.368 | 215.090.220 | -7,4% | -0,16% | 1,6% |
| PROINFA | 221.372.529 | 276.132.328 | 24,7% | 0,50% | 2,1% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 101.821.190 | 109.075.089 | 7,1% | 0,07% | 0,8% |
| ONS | 390.496 | 464.864 | 19,0% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 1.054.158.969 | 1.406.111.419 | 33,4% | 3,19% | 10,7% |
| Rede Básica | 565.221.784 | 815.175.423 | 44,2% | 2,27% | 6,2% |
| Rede Básica Fronteira | 264.666.688 | 305.812.690 | 15,5% | 0,37% | 2,3% |
| Rede Básica ONS (A2) | 8.202.580 | 8.124.004 | -1,0% | -0,00% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 75.701.232 | 105.336.121 | 39,1% | 0,27% | 0,8% |
| Transporte de Itaipu | 115.532.921 | 142.306.342 | 23,2% | 0,24% | 1,1% |
| Conexão | 24.833.763 | 29.356.839 | 18,2% | 0,04% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 5.112.838.854 | 5.631.355.907 | 10,1% | 4,70% | 42,7% |
| PARCELA B | 2.736.087.261 | 3.590.012.085 | 31,2% | 7,74% | 27,2% |
| IRT | 11.028.501.929 13.182.421.048 | 19,53% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - | 211.065.843 | -1,91% |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 865.323.624 | 7,85% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 282.390.373 | 2,56% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 14.567.161 | 0,13% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 18.853.787 | 0,17% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 51.464.694 | 0,47% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 134.980.757 | 1,22% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.286.644 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 365.357.053 | 3,31% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (103.100) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (395.521.979) | -3,59% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (83.626.716) | -0,76% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (102.234.193) | -0,93% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 7.718.953 | 0,07% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (274.705.155) | -2,49% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (59.485.403) | -0,54% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (172.677.196) | -1,57% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Prorrogação das tarifas (abril/2020 a junho/2020) | (155.702.134) | -1,41% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 136.638.434 | 1,24% |  |  |  |
| Penalidade - Despacho 2.871/2019-SFE/ANEEL | (3.894.956) | -0,04% |  |  |  |
| Financeiro de reperfilamento de custos da RBSE | (153.814.074) | -1,39% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (261.513.700) | -2,37% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN | (21.217.120) | -0,19% |  |  |  |
| Diferimento de Itaipu | (190.242.225) | -1,73% |  |  |  |
| Diferimento de Parcela B | (214.909.375) | -1,95% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -8,67%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,95%
Fonte: SGT/ANEEL

18. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 72,8% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,79 pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, cabendo destacar, a seguir, os itens mais representativos.
19. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 3,89%.
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio de itens tarifários associados à CDE, será pago o empréstimo
referente à Conta-Covid, definida nos termos do Decreto nº 10.350, de 2020, e destinada a receber
recursos de operação financeira para sustentabilidade do fluxo de pagamentos do setor e atenuação das
tarifas em 2020. Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, sendo que
o valor anual de pagamento estimado, constante do Despacho nº 939, de 5 de abril de 2021, está sendo
considerado neste processo em dois componentes distintos, na Tarifa de Energia (TE) e na TUSD, com
impactos tarifários respectivamente de 1,73% e 1,24%.
20. Por sua vez, para a CDE – USO está sendo considerada a previsão de valores conforme a
Consulta Pública 72, de 202010, com impacto de 0,48% no efeito médio das tarifas.
21. Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 3,19%. Sobre esse item,
destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as
quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
22. Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 4,70%.
Contribuíram significativamente (i) a variação de preço da energia de Itaipu, indexada em dólar e (ii) a
variação dos preços dos contratos bilaterais, que possuem reajuste de vinculado ao Índice Geral de Preços
- Mercado (IGP-M) e ao dólar11. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser
visualizadas no gráfico abaixo:
10 Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021 foram
utilizados como previsão de cobertura tarifárias valores provisórios, os quais submetidos à consulta pública, conforme
detalhamento da Nota Técnica nº 238/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença
em relação aos valores efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. Acresce-se ao montante o recolhimento
das quotas mensais da CDE CONTA COVID, para amortização da operação de crédito contratada pela CCEE, conforme Despacho
nº 181, de 26 de janeiro de 2021.
11 De acordo com o Memorando nº 36/2021-SRM/ANEEL a CPFL Paulista possui 4 contratos bilaterais de compra de energia.
Três destes, associados aos geradores Barra Grande (62,15 MWmed), Companhia Energética Rio das Antas (48,29 MWmed) e
Foz do Chapecó (113,92MWmed), possuem correção de preço vinculado à variação do IGP-M. O quarto contrato, associado ao
gerador Campos Novos Energia S.A. (119,86 MWmed), possui correção vinculada ao IGP-M (participação de 59%) e à variação
do Dólar (participação de 41%).

4,70%
1,73% 1,79%
0,67%
0,30%
0,20% 0,16%
0,00%
-0,15%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: SGT/ANEEL
23. No tocante aos custos da Parcela B, estes representam 27,2% dos custos da Concessionária.
O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 7,74% do total do efeito médio a ser percebido
pelos consumidores.
24. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e
março de 2021 do IGP-M, de 31,10%, subtraída do Fator X, de -0,11%, o que totaliza 31,21%.
25. Feita essa explanação geral da composição de custos da tarifa, cumpre demonstrar a
participação de cada segmento desses custos na composição da receita da Distribuidora (sem12 e com
tributos13). Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos
encargos setoriais.
12 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
13
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 18,2% para o ICMS e de 5,1% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 23,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
30,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Custo de
Custo de Transmissão
Energia PROINFA
10,7%
42,7% 2,1%
Encargos
Setorias
19,4%
CDE
14,7%
ESS/EER
1,6%
Outros
Custo de
Distribuição 1,0%
27,2%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
8,2% 14,9%
Custo de Energia
32,8%
ICMS
18,2%
Tributos
23,3%
PIS/COFINS
5,1%
Custo de
Distribuição
20,9%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
26. Passa-se a análise dos itens financeiros considerados neste processamento das tarifas de
2021. Quanto aos componentes financeiros14 a serem recuperados no próximo período tarifário, esses
contribuíram com o efeito em -1,91%, conforme indicado na Tabela 2 apresentada anteriormente.
14 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

27. O financeiro de maior impacto positivo está associado a Conta de Compensação de
Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) em Processamento, em sua rubrica Energia, com efeito
de 7,85%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos
com aquisição de energia efetivamente incorridos pela Concessionária no período de apuração, incluindose nestes, o custo do risco hidrológico associado aos Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), ao
Contrato da UHE Itaipu e à Repactuação do Risco Hidrológico.
28. Destaca-se também com valor positivo a CVA em Processamento – Transporte, com efeito
de 2,56%, valor decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente pagas, estabelecidas
na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020.
29. Ainda com impacto positivo destaca-se o efeito da liquidação do excedente ou déficit de
energia contratada pela concessionária no mercado de curto prazo – a denominada
Sobrecontratação/Exposição de energia – equivalente a 1,22%. Conforme informado pela SGT, p
resultado em questão, cerca de R$ 135 milhões, contempla as liquidações de energia no curto prazo para
os meses de competência de janeiro de 2020 a janeiro de 2021.
30. Por fim, como último destaque de componente financeiro com impacto positivo, está
aquele associado à perda de receita da CPFL Paulista em função da postergação de aplicação das tarifas
homologadas por meio da REH nº 2.730, de 2020, ocorrido entre 8 de abril e 30 de junho de 2020, no
valor de R$ 136.638.433,91, o qual contribuiu em 1,24% para o efeito médio.
31. Por outro lado, ainda a respeito dos componentes financeiros, deve-se registrar aqueles
com impactos redutores no presente processamento das tarifas para 2021. Conforme já anotado nesta
instrução, passado um ano desde o reconhecimento do estado de calamidade pública, tem-se o
recrudescimento da pandemia, como também de seus efeitos sociais e econômicos, de modo que as
tarifas de energia elétrica permanecem pressionadas
32. Com efeito, materializou-se cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da
conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid-19, com indicadores inflacionários
atingindo patamares elevados, além da desvalorização do real frente ao dólar, somando-se condições
desfavoráveis para geração hídrica verificadas desde o final de 2020 e momento de redução de consumo.
33. Desta feita, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com
as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar
parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de

pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que
compõe o setor elétrico.
34. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário, com detalhamento na
análise consolidada na Nota Técnica nº 64, de 2021, da SGT. Em suma, aplicou-se os seguintes
mecanismos:
a) Reversão dos valores da Conta COVID: Cuida-se dos recursos da Conta-covid
transferidos à CPFL Paulista. Os montantes em questão equivalem à totalidade dos
valores recebidos pela CPFL Paulista da cita Conta, devidamente atualizados pela taxa
SELIC, correspondendo aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REH nº 885, de
2020, totalizando um impacto total estimado de -7,62%;
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (RBSE): esse componente
financeiro está associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro
de 2000, relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de
janeiro de 2013 a junho de 2017, que, segundo parecer da Procuradoria Federal junto à
ANEEL, deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio até 1º de julho
de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo 2020-2021, pelo prazo
de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, "[…] considerando que durante os ciclos de
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos
termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo
devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de
custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020), descontado dos
valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida".
Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente financeiro
negativo para a CPFL Paulista no valor de R$ 153,8 milhões, equivalente ao montante de
redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de
custos de transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão, compõem a
cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse componente
financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,39%15;
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos (UDER): conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do
15 Cabe esclarecer que o financeiro negativo em questão já havia sido contemplado na versão de cálculo encaminhada ao
conselho em 31 de março de 2021.

Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), os valores de UDER, para as empresas
que ainda não assinaram aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados
como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao terceiro
ciclo de revisão tarifária. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o
intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo
de reajuste tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos
recursos faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e competência mais
recente disponível, conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao
Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. Dessa forma, foi
considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 261,5 milhões,
contribuindo com uma redução tarifária de 2,37%16;
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REH nº 414, de 2010, e 376, de
2009): nesse quesito, trata-se de recursos recebidos pela Distribuidora associados: (i)
aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores,
conforme previsto no §3º Art. 70-A da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não
puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do
Art. 88 da REN nº 414, de 2010; e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em
função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia
Regulada (CCEAR), segundo Art. 9 da REN nº 376, de 2009, cujo volume informado e
contabilizado pela Distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 21,7 milhões,
contribuindo para redução do efeito em 0,19%;
e) Diferimento de Saldo de Itaipu, por efeito do Decreto nº 10.665, de 2021: conforme já
visto, o referido Decreto possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, o
diferimento de pagamentos destinados à Eletrobras, provenientes do repasse da
potência contratada da UHE Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de
Energia Elétrica dessa usina e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários
realizados e projetados para o período do diferimento. Por intermédio da Carta CTADFFO nº 0889/2021, a Eletrobras informou que, de acordo com o fluxo da Conta de
Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31 de dezembro de 2020, o
resultado, após a inadimplência, é de R$ 978 milhões. Além disso, o MME informou a
existência de excedentes financeiros relativos a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu,
16 Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores,
será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo
2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,80% a.a.
aplicado ao montante antecipado.

na ordem de US$ 100 milhões, nos próximos 8 meses, os quais, conforme Decreto nº
10.665, de 2021, são passíveis de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas
distribuidoras e utilizados para modicidade tarifária. Com isso, foi identificado um
recurso alocado para a CPFL Paulista na monta de R$ 190,2 milhões. A Distribuidora
solicitou17 o diferimento da totalidade disponibilizada, correspondendo a um redutor
tarifário de 1,73%; e,
f) Diferimento de Parcela B: por fim, adicionalmente às medidas adotadas listadas
anteriormente para mitigação das tarifas, a CPFL Paulista manifestou pelo diferimento
de R$ 214,9 milhões, referentes à Parcela B, fator que contribuiu para o efeito de -1,95%
no processamento das tarifas. O valor em questão deverá ser revertido no próximo
processo tarifário, sendo assegurada à Concessionária a correção dos valores diferidos
pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA).
35. A Tabela 3 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Distribuidora no período
de competência de abril de 2021 a março de 2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, a título de
Subvenção da CDE por conta de descontos tarifários18.
Tabela 3 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | (3.906) | 22.487.802 | 22.483.896 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 166.512 | 2.919.841 | 3.086.353 |
| Subsídio Distribuição | 355.754 | 538.178 | 893.932 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (39.286) | 3.127.961 | 3.088.676 |
| Subsídio Rural | (552.508) | 5.238.610 | 4.686.101 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 861.482 | 3.407.773 | 4.269.255 |
| Total | 788.048 | 37.720.165 | 38.508.213 |

36. No mais, destaca-se a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, na ordem de 81,1%, frente às variações do IGP-M, de 119,4%, e do IPCA, de 73,3%, no mesmo
período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
17 Carta nº 61/RR/CPFL Paulista/2021
18 Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de
abril/2020 a março/2021.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: SGT/ANEEL.
37. Por derradeiro, insta frisar que a arrecadação tarifária frustrada em decorrência da
prorrogação das tarifas, objeto da REH nº 2.831, de 6 de abril de 2021, será reconhecida em favor da
Concessionária no processo tarifário de 2022. O montante em questão será calculado em função da
diferença de receita, no período entre 8 de abril e 21 de abril de 2021, decorrente da aplicação das tarifas
prorrogadas em relação as tarifas em homologação, nesta instrução, apurada conforme mercado faturado
e correção pela taxa Selic.
III. DIREITO
38. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público
de Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1997-DNAEE/MME-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
39. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005015/2020-10, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:

a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Companhia Paulista de Força
e Luz (CPFL-Paulista), a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 8,95%, sendo 9,60% para os consumidores em alta
tensão e 8,64% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Tarifas de Energia Elétrica
(TE) aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Paulista;
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo;
d) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à CPFL Paulista,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) Reconhecer o direito da CPFL Paulista ao valor, a ser calculado no âmbito do processo
tarifário de 2022 conforme mercado faturado e correção pela SELIC, correspondente à
diferença de arrecadação da receita tarifária, associada à prorrogação das tarifas
estabelecida na Resolução Homologatória nº 2.831, de 2021, no período entre 8 de abril e
21 de abril de 2021; e,
f) Definir que o montante de diferimento da Parcela B promovido pela CPFL Paulista,
equivalente ao valor de R$ 214,9 milhões, deverá ser revertido no próximo processo
tarifário, sendo assegurada à Concessionária a correção dos valores diferidos pelo Índice
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA).
Brasília, 22 de abril de 2021.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor