REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3017/2022
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 Jaguari de Energia – CPFL Santa Cruz.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-03-23
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004907/2021-76
INTERESSADOS: Companhia Jaguari de Energia (CPFL Santa Cruz)
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT)
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Companhia Jaguari de Cruz), a
Energia (CPFL Santa
vigorar a partir de 22 de março de 2022.
I. RELATÓRIO
A Companhia Jaguari de Energia (CPFL Santa Cruz)1 é concessionária do serviço
público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 488 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 1,35 bilhão.
2. Por meio da Resolução Homologatória nº 2.837, de 16 de março de 2021, foi
aprovada a revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz, com efeito médio de 9,95% (nove
vírgula noventa e cinco por cento) a ser percebido pelos consumidores.
3. Na Sessão Público Ordinário de 44/2021, realizada em 8 de novembro de 2021, fui
designada relatora do processo.
4. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória (MP) n° 1.078 dispôs sobre
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da
situação de escassez hídrica.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 015/1999.

5. Por sua vez, o Decreto n° 10.939, de 13 de janeiro de 2022, regulamentou a MP n°
1.078/2021.
6. Na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022, realizada em 15 de março
de 2022, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a Conta
Escassez Hídrica, as operações financeiras, a utilização do encargo tarifário da Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE) para esses fins e os procedimentos correspondentes.
7. Mediante a Carta nº 030/RR/CPFL SANTA CRUZ/20222, de 18 de março de 2022, a
CPFL Santa Cruz propôs (i) a consideração de item financeiro extraordinário referente a créditos
fiscais associados ao reconhecimento judicial do excesso de tributo decorrente da indevida
inclusão do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS e (ii) antecipação da reversão de recursos
a serem recebidos da Conta Escassez Hídrica.
8. Na mesma data, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou à
distribuidora e ao Conselho de Consumidores da CPFL Santa Cruz as planilhas de cálculo,
conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652, de 17 de março de 2015.
9. Por meio da Nota Técnica nº 30/2022-SGT/ANEEL3, de 18 de março de 2022, a SGT
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da concessionária.
10. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
11. O Reajuste Tarifário Anual da CPFL Santa Cruz conduz a um efeito médio nas
tarifas a ser percebido pelos consumidores de 8,83%, sendo de 9,81%, em média, para os
2 Documento SIC nº 48513.008166/2022-00.
3 Documento SIC nº 48581.000831/2022-00.

consumidores conectados na Alta Tensão e de 8,22%, 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) 9,81%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,22%
Efeito Médio AT+BT 8,83%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. A diferença de efeito para os consumidores conectados em Alta tensão e Baixa
Tensão se deve em boa parte pelos custos alocados na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
(TUSD), que impactam mais os consumidores da Alta Tensão, como os custos da CDE.
13. O efeito médio de 8,83% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A
e B, contribuindo para o efeito médio em 8,14% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de -0,31%; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma
variação de 1,01%, conforme apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
8,83%
6,69%
2,69%
1,25% 1,01%
0,14%
-0,31%
-2,64%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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

| (R$) | (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 977.651.301 | 977.661.028 | 1.051.112.929 | 7,5% | 5,44% | 72,0% |
| Encargos Setoriais | 247.766.490 | 247.768.955 | 338.045.315 | 36,4% | 6,69% | 23,2% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.947.328 | 1.947.347 | 2.091.761 | 7,4% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 162.722.760 | 162.724.379 | 224.677.832 | 38,1% | 4,59% | 15,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 11.935.048 | 11.935.166 | 13.627.442 | 14,2% | 0,13% | 0,9% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 9.344.142,2 | 9.344.235 | 10.506.001 | 12,4% | 0,09% | 0,7% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 22.876.097 | 22.876.324 | 33.411.480 | 46,1% | 0,78% | 2,3% |
| PROINFA | 27.413.021 | 27.413.294 | 41.850.075 | 52,7% | 1,07% | 2,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 11.528.095 | 11.528.209 | 11.880.724 | 3,1% | 0,03% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 226.828.724 | 226.830.981 | 191.181.516 | -15,7% | -2,64% | 13,1% |
| Rede Básica | 98.670.942 | 98.671.923 | 92.743.138 | -6,0% | -0,44% | 6,4% |
| Rede Básica Fronteira | 90.767.755 | 90.768.658 | 66.692.823 | -26,5% | -1,78% | 4,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 923.120 | 923.129 | 1.017.277 | 10,2% | 0,01% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 11.229.640 | 11.229.752 | 9.767.018 | -13,0% | -0,11% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 15.198.892 | 15.199.044 | 11.758.814 | -22,6% | -0,25% | 0,8% |
| Conexão | 7.547.768 | 7.547.843 | 6.752.079 | -10,5% | -0,06% | 0,5% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 2.490.607 | 2.490.632 | 2.450.367 | -1,6% | 0,00% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 496.719.567 | 496.724.509 | 513.608.018 | 3,4% | 1,25% | 35,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 6.336.519 | 6.336.582 | 827808102% | 31% | 0,14% | 0,6% |
| PARCELA B | 371.497.590 | 371.497.590 | 407.840.353 | 9,8% | 2,69% | 28,0% |
| IRT | 1.349.148.891 | 1.349.158.618 | 1.458.953.283 | 8,1% | 8,14% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (4.246.936) | -0,31% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 73.997.890 | 5,48% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 7.658.940 | 0,57% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 94.669.946 | 7,02% |  |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.415.880 | 0,10% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 470.031 | 0,03% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 5.562.840 | 0,41% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (4.646.352) | -0,34% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 619.034 | 0,05% |  |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 1.860.401 | 0,14% |  |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.358.740 | 0,17% |  |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 41.807.348 | 3,10% |  |  |  |  |

Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 0 0,00%

| Ajuste CUSD | 24.552 | 0,00% |
| --- | --- | --- |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 7.957 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (37.379.126) | -2,77% |
| Reversão do diferimento tarifário de 2021 | 49.730.626,84 | 3,69% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (71.995.873) | -5,34% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (140.799) | -0,01% |
| Crédito de PIS/COFINS | (102.184.109) | -7,57% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (2.539.760) | -0,19% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Usina Rio do Peixe | 170.300 | 0,01% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Usina Paranapanema | 86.602 | 0,01% |
| Diferimento de RB - RTA 2022 | (49.730.627) | -3,69% |
| Importação julho-agosto/2021 - RTA 2022 | (5.658.297) | -0,42% |
| Bônus Redução Voluntária | (10.542.228) | -0,78% |
| Neutralidade do financeiro de Pis/Cofins | 129.147,56 | 0,01% |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,83%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

15. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 72,0% dos
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 5,44 pontos percentuais
na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais
representativos.
16. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de
6,69%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 4,59%. Também
contribuíram com esse aumento os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e o Encargo de Energia
de Reserva (EER), com impacto de 0,78%. Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa
de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) representou um impacto de
1,07%.
17. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -2,64%. Sobre esse
item, destaca-se a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio
das Resoluções Homologatórias nº 2.895 e nº 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de
2021, alteradas pela Resolução Homologatória nº 2.959, de 05 de outubro de 2021.
18. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 1,25%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos Bilaterais,
com impacto de 1,63%. Por outro lado, ocorreu a redução de montante e do custo unitário da
energia de Itaipu (impacto de -2,63%), em função, principalmente, da redução da tarifa de
repasse estabelecida na Resolução Homologatória nº 3.007/2021, US$ 24,73, em relação àquela
indicada na Resolução Homologatória nº 2.812/2020, US$ 28,07.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,63%
1,25%
0,74%

0,46% 0,34% 0,40%
0,26%
0,06%
-2,63%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
19. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 28,0% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,69% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
20. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre março
de 2021 e fevereiro de 2022 do IPCA, de 10,54%, subtraída do Fator X, de -0,06%, o que totaliza
10,60%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos
(ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
21. No cálculo do Fator X de -0,06%, foi considerado o componente T em -0,09%,
definido na Revisão Tarifária Periódica de 2021, enquanto o componente Q na atualização da
Parcela B foi de -0,91% e o componente Pd foi de 0,94%.

22. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -0,31% no atual reajuste da CPFL Santa Cruz.
23. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 7,02%, referente ao custo de ESS por Segurança Energética decorrente do
despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021.
24. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste
de 5,48%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas à
insuficiência de geração hidrelétrica (risco hidrológico) dos CCGF, dos CCEAR-Q repactuados e de
Itaipu; e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade decorrentes do cenário de CMO elevado em
alguns meses de 2021.
4 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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 73.997.890 | 5,5% |
| CVA em processamento - Transporte | 7.658.940 | 0,6% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 94.669.946 | 7,0% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.415.880 | 0,1% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 470.031 | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 5.562.840 | 0,4% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (4.646.352) | -0,3% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 619.034 | 0,0% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 1.860.401 | 0,1% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.358.740 | 0,2% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 41.807.348 | 3,1% |

Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 0 0,0%

| Ajuste CUSD | 24.552 | 0,0% |
| --- | --- | --- |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 7.957 | 0,0% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (37.379.126) | -2,8% |
| Reversão do diferimento tarifário de 2021 | 49.730.627 | 3,7% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (71.995.873) | -5,3% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (140.799) | 0,0% |
| Crédito de PIS/COFINS | (102.184.109) | -7,6% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (2.539.760) | -0,2% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Usina Rio do Peixe | 170.300 | 0,0% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Usina Paranapanema | 86.602 | 0,0% |
| Diferimento de RB - RTA 2022 | (49.730.627) | -3,7% |
| Importação julho-agosto/2021 - RTA 2022 | (5.658.297) | -0,4% |
| Bônus Redução Voluntária | (10.542.228) | -0,8% |
| Neutralidade do financeiro de Pis/Cofins | 129.147,56 | 0,0% |
| Total | (4.246.936) | -0,31% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
25. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e
pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria
neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.
26. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário conforme descrito
abaixo:

a) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009):
27. Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à
modicidade tarifária, associados às Resoluções Normativas em apreço.
28. Cuida-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos
encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no
artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos
consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010; e (iii) às
multas aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento,
do Contratos de Compra de Energia Regulada ("CCER"), conforme artigo 9º da REN nº 376, de
2009. O valor informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro de 2021 representa
aproximadamente R$ 2,5 milhões, impactando o efeito em -0,19%. Vale ressaltar que o valores
informados pela concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual
adequação nos próximos processos tarifários.
b) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica:
29. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante
a Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh,
com aplicação de setembro de 2021 a abril de 2022.
30. A Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as
tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
31. Destaca-se que a consideração desse componente financeiro é necessária para
compatibilizar a aplicação da Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.

32. Esse componente financeiro tem o valor de cerca de R$ 72 milhões, com impacto
de -5,34% no efeito médio do reajuste.
c) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial:
33. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência
sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em
Consulta Pública nº 05/2021.
34. No entanto, a CPFL Santa Cruz, por meio da Carta nº 030/RR/CPFL SANTA
CRUZ/2022, solicitou que seja considerada a reversão do valor R$ 102.184.109,00, sendo R$
46.321.702,00, correspondente ao valor parcial dos créditos recuperados e efetivamente
aproveitados pela Distribuidora entre março de 2021 e fevereiro de 2022 e R$ 55.862.407,
correspondente ao valor parcial de créditos fiscais a serem aproveitados pela Distribuidora entre
março de 2022 e fevereiro de 2023. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário
em -7,6%.
d) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
35. De acordo com as regras previstas na Resolução Normativa nº 1.008/202, nos
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente Resolução Normativa e
a efetiva transferência dos valores previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada
antecipação da reversão dos valores a serem recebidos do empréstimo, na forma de um
componente financeiro negativo.
36. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os
seguintes itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras
Tarifárias para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária
do Consumo de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG;
(iii) Importação de energia referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv)

Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos
aplicados no processo tarifário anterior à liberação dos recursos da operação financeira).
37. A concessionária, por meio da Carta nº 030/RR/CPFL SANTA CRUZ/2022,
encaminhou propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, com Parcela de
custos associados: (i) ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG, no valor de R$
10.542.228,37, resultante da contabilização da competência de janeiro de 2022 da Câmara de
Comercialização de Energia elétrica – CCEE; (ii) à importação de energia em decisão homologada
pela CREG referente às competências de julho e agosto de 2021, no valor de RS 5.658.297,00; e
(iii) ao diferimento da Revisão Tarifária Periódica de março de 2021 (RTP/2021), de que trata o §
1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, no valor de R$ 49.730.626,84, representando redução de
efeitos de -0,78%, -0,42% e -3,69%, respectivamente.
38. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem5 e com tributos 6), 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.
5 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
6 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor
faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de Erro! Fonte de referência não encontrada.
para o ICMS e de Erro! Fonte de referência não encontrada. para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de
Erro! Fonte de referência não encontrada. por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado
na legislação pertinente, o que representa a majoração de Erro! Fonte de referência não encontrada. (por fora)
sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Setoriais
Custo de Receitas
23,2%
Transporte Irrecuperáveis
13,1% 0,6%
Custo de
Custo de
Energia
Distribuição
35,2%
28,0%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Receitas
Custo de Irrecuperáveis
Transmissão ; 0,4%
; 10,2% Encargos
Setoriais;
18,0%
ICMS;

Custo de Tributos; 18,4%
Energia; 22,2%
27,4%
Custo de
Distribuição;
PIS/COFINS; 3,8%
21,7%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
39. No gráfico a seguir são apresentadas a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (42,10%) e as variações do IGP-M (140,76%) e do IPCA
(80,77%) no mesmo período.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
40. Por fim, a Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à
distribuidora no período de competência de março/2022 a fevereiro/2023, até o 10º dia útil do
mês subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores
previstos e realizados no período de março/2021 a fevereiro/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 551.197 | 3.786.274 | 4.337.471 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 44.394 | 296.249 | 340.643 |
| Subsídio Distribuição | 69.129 | 49.345 | 118.475 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 3.182 | 146.862 | 150.044 |
| Subsídio Rural | (120.316) | 792.655 | 672.339 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 80.241 | 809.355 | 889.596 |
| Total | 627.827 | 5.880.740 | 6.508.567 |

III. DIREITO
41. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei
nº 9.427, de 26 de dezembro 1996; ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; iii) Lei nº 12.111, de
9 de dezembro de 2009; e vi) e Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica nº 015/1999-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
42. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004907/202176, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CPFL Santa
Cruz, a vigorar a partir de 22 de março de 2022, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 8,83%, sendo 9,81% para os
consumidores em alta tensão e 8,22% 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 Santa
Cruz;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DITs) 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 Santa Cruz, de modo a custear os descontos retirados
da estrutura tarifária.
Brasília, 22 de março de 2022.
(Assinado digitalmente)

ELISA BASTOS SILVA
Diretora