REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3128/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-10-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004906/2021-21
INTERESSADOS: CPFL-Piratininga
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da CPFL- Piratininga, a vigorar a partir de 23 de outubro de
2022.
I. R E L A T Ó R I O
1. A CPFL Piratininga é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica
sediada na cidade de Sorocaba– SP e atende aproximadamente 1,8 milhão de unidades consumidoras,
cujo consumo de energia elétrica representa, atualmente, faturamento anual na ordem de R$ 5,1 bilhões.
2. Em 21 de outubro de 2021, foi aprovado a Reajuste Tarifário Anual da CPFL Piratininga,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.966/2021 2 , quando as tarifas foram, em média,
reajustadas em 12,40%.
3. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução Normativa nº
1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo
tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
4. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº
14.182/2021, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução do Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE) nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e a manifestação recebida do Ministério de Minas
e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo de capitalização da Eletrobrás3, esta Diretoria
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998-ANEEL.
2 Disponível em
3 Documento Sicnet nº 48513.014192/2022-00.

Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário
denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
14.3854,
5. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº alterando a Lei nº 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica dos valores de tributos
recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia.
6. Em 4 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Pública Ordinário nº 26/2022, o processo foi
distribuído para minha relatoria.
7. A Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, pelo
Memorando nº 142/2022-SRM/ANEEL5, de 22 de setembro de 2022, informou que a CPFL Piratininga
possui contrato bilateral de compra e venda de energia.
8. Já a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do
Memorando nº 268/2022-SFF/ANEEL6, de 28 de setembro de 2022, informou sobre a validação dos
Pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras.
9. Em 23 de setembro de 2022, por meio da Carta nº 130/RR/CPFL Piratininga /20227, a CPFL
dados8
Piratininga encaminhou proposta para esse RTA. Na mesma data a concessionária apresentou em
resposta ao Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL, de 04/11/2021, contendo a informação sobre os
valores totais faturados por meio do encargo tarifário Conta Covid, aplicável ao faturamento dos
consumidores que migraram ao ACL.
10. Em 10 de outubro de 2022, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a CPFL Piratininga encontra-se adimplente com suas
intrassetoriais9,
obrigações o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no
4 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2022/lei/L14385.htm.
5
Documento Sicnet nº 48580.001529/2022-00.
6 Documento Sicnet nº 48536.003635/2022-00.
7 Documento SIC nº 48513.025692/2022-00.
8 Documento SIC nº 48513.025693/2022-00.
9 Documento SIC nº 48581.002455/2022-00.

art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de março de
2004.
11. Em 11 de outubro de 2022, a SGT encaminhou à empresa e ao Conselho de Consumidores
as planilhas de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN
nº 1.003, de 1º de fevereiro de 202210.
12. Em 11 de outubro de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
188/2022-SGT/ANEEL11,
Técnica nº consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022.
13. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
14. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da CPFL Piratininga, a vigorar a partir de 23 de
outubro de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,72%, sendo 24,16%,
em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 9,60%, em média, para os consumidores em Baixa
Tensão – BT.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 24,16%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,60%
Efeito Médio AT+BT 14,72%
15. O efeito médio de 14,72,% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos das Parcelas A e B,
contribuindo para o efeito médio em 16,50%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de 4.57%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros do último
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -6.35%, conforme apresentado no Gráfico 1.
10 Documento Sicnet nº 48581.002460/2022-00.
11 Documento Sicnet nº 48581.002467/2022-00.

16. Segundo a área técnica, a diferença de efeitos entre o Alta e o Baixa Tensão se deve, dentre
outros fatores, principalmente, ao incremento dos custos associados ao transporte e à CDE Uso, que estão
impactando mais os consumidores de Alta Tensão. Além disso, os consumidores livres, pertencentes ao
grupo de Alta tensão, não percebem o impacto de redução da TE, contribuindo mais ainda para a
diferença de efeitos.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
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] | 3.625.779.212 | 4.358.894.201 | 20,22% | 14,47% | 73,85% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.035.069.580 | 1.502.511.773 | 45,16% | 9,23% | 25,46% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.848.200 | 7.340.717 | 7,19% | 0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 703.290.861 | 1.066.686.283 | 51,67% | 7,17% | 18,07% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 27.073.592 | 26.605.751 | -1,73% | -0,01% | 0,45% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 70.968.654 | 73.186.045 | 3,12% | 0,04% | 1,24% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | (130.808.931) | 0,00% | -2,58% | -2,22% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 56.139.281 | 212.310.970 | 278,19% | 3,08% | 3,60% |
| PROINFA | 124.815.180 | 199.443.827 | 59,79% | 1,47% | 3,38% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 45.742.738 | 47.557.456 | 3,97% | 0,04% | 0,81% |
| ONS | 191.075 | 189.654 | -0,74% | -0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 508.742.992 | 617.069.676 | 21,29% | 2,14% | 10,45% |
| Rede Básica | 311.103.629 | 399.952.927 | 28,56% | 1,75% | 6,78% |
| Rede Básica Fronteira | 72.561.020 | 77.242.674 | 6,45% | 0,09% | 1,31% |
| Rede Básica ONS (A2) | 240.475 | 266.261 | 10,72% | 0,00% | 0,00% |
| MUST Itaipu | 36.461.684 | 36.282.115 | -0,49% | -0,00% | 0,61% |
| Transporte de Itaipu | 43.873.054 | 52.655.330 | 20,02% | 0,17% | 0,89% |
| Conexão | 22.918.743 | 25.187.779 | 9,90% | 0,04% | 0,43% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 21.584.388 | 25.482.589 | 18,06% | 0,08% | 0,43% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.081.966.640 | 2.239.312.752 | 7,56% | 3,11% | 37,94% |
| PARCELA B | 1.440.310.188 | 1.543.305.200 | 7,15% | 2,03% | 26,15% |
| IRT | 5.066.089.400 | 5.902.199.401 | 16,50% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 233.329.053 | 4,57% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (69.825.213) | -1,37% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 29.357.118 | 0,58% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 361.933.618 | 7,09% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 78.690.688 | 1,54% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (11.945.126) | -0,23% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 259.991.033 | 5,09% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 982.258 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 189.606.102 | 3,71% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 340.710 | 0,01% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 2.079.629 | 0,04% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (15.874) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (215.594.564) | -4,22% |  |  |  |
| Reversão Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica RTA 2021 | 227.971.951 | 4,47% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (434.818.692) | -8,52% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (18.910.137) | -0,37% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (41.905.473) | -0,82% |  |  |  |
| Bônus Itaipu - Decreto 11.027/2022 | (119.327.246) | -2,34% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE | (1.962.041) | -0,04% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ | (2.704.828) | -0,05% |  |  |  |
| Recálculo RTA 2021 (Subgrupo A2 - UTE Petrocoque) | (614.860) | -0,01% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -6,35%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 14,72%

18. Os custos da Parcela A representam 73,85% dos custos da concessionária, sendo
responsável pelo aumento de 14,47% na composição do índice de reajuste tarifário. Destaca-se, a seguir,
os itens mais representativos.
19. Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 9,23%, destacando-se a CDE Uso
(7,17%), o Encargo de Serviço do Sistema e Energia de Reserva e Serviços – ESS/EER (3,08%), em que
foram incorporados os custos do Procedimento Competitivo Simplificado – PCS e o Proinfa (1,47%). Em
contrapartida, a CDE Modicidade Eletrobrás, contribuiu pela redução de 2,58%, cuja proposta preliminar
de regulamentação, disposta na Nota Técnica 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída
por esta Diretoria Colegiada.
20. Os custos de transporte variaram 21,29%, em relação ao processo anterior, e contribuíram
para um efeito médio de 2,14%, decorrente das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
e das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2022-2023,
aprovadas em julho, conforme Resoluções Homologatórias nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12 de julho de
2022.
21. Já os custos de aquisição de energia representaram um efeito tarifário de 3,11%.
Contribuíram para esse efeito a atualização das tarifas dos CCEARs-D e CCEARs-Q, nas modalidades
quantidade e disponibilidade, com impacto total de 1,45%. Além disso, o aumento de 23,09% da tarifa
média dos CCGFs, associado à atualização inflacionária e redução do montante contratado em função do
processo de descotização das usinas de titularidade da Eletrobras, contribuiu para o aumento do custo
médio de aquisição de energia da concessionária em 1,47%. Por outro lado, com contribuição negativa,
destaca-se a redução de custo da energia proveniente de Itaipu, com impacto de -1,35%.
22. As diferentes modalidades de contratação e seus efeitos para este processo tarifário
podem ser observados no gráfico 2:

3,11%
1,47%
1,11%
0,71%
0,50%
0,33% 0,32%
0,00% 0,02%
-1,35%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
23. A Parcela B representou 26,15% dos custos da concessionária, impactando 2,03% o efeito
médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação
acumulada, entre outubro de 2021 e setembro de 2022 do IGP-M de 8,25%, subtraída do Fator X de 1,10%.
24. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina aos
custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais,
demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora (sem12 e com
tributos13).
12 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela
concessionária.
13
Consideram-se a participação de cada segmento na composição da receita da distribuidora com tributos, tendo sido
utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela própria empresa, 18,2% para o ICMS e 3,7% para o PIS e COFINS (total
de 21,9% por dentro), o que equivale a uma majoração de 28,1% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os
referidos tributos na sua base de cálculo.
.

Encargos
Setoriais
25,5%
Custo de
Transmissão
10,5%
Custo de
Distribuição
Custo de
26,1%
Energia
37,9%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
8,2% 19,9%
ICMS
18,2%
Custo de
Energia Tributos
29,6% 21,9%
PIS/COFINS
Custo de
3,7%
Distribuição
20,4%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
25. Os componentes financeiros 14 a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em 4,57% no atual reajuste da CPFL Piratininga, conforme apresenta a Tabela
3.
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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (69.825.213) | -1,37% |
| CVA em processamento -Transporte | 29.357.118 | 0,58% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 361.933.618 | 7,09% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 78.690.688 | 1,54% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (11.945.126) | -0,23% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 259.991.033 | 5,09% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 982.258 | 0,02% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 189.606.102 | 3,71% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 340.710 | 0,01% |
| Ajuste CUSD | 2.079.629 | 0,04% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (15.874) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (215.594.564) | -4,22% |
| Reversão Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica RTA 2021 | 227.971.951 | 4,47% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (434.818.692) | -8,52% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (18.910.137) | -0,37% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (41.905.473) | -0,82% |
| Bônus Itaipu - Decreto 11.027/2022 | (119.327.246) | -2,34% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN | (1.962.041) | -0,04% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (2.704.828) | -0,05% |
| Recálculo RTA 2021 (Subgrupo A2 - UTE Petrocoque) | (614.860) | -0,01% |
| Total | 233.329.053 | 4,57% |

26. Destacam-se a CVA em Processamento – Encargos Setoriais resultando um impacto de
7,09% no efeito médio, em decorrência, principalmente, da diferença de coberturas da CDE Uso e do
Proinfa concedidas no último processo e os custos efetivamente incorridos pela concessionária no período
de referência.
27. Ressalta-se ainda o efeito de -5,27% da CVA em Processamento – Energia, principalmente
em função da não concatenação da cota de CDE, com impacto de 5,93%.
28. A reversão do financeiro de Bandeira Escassez Hídrica15, está sendo revertido no presente
processo tarifário, devidamente atualizado pela Taxa Selic, impactando o efeito médio em 4,47%.
15 No processo tarifário de 2021, foi considerado o financeiro negativo denominado "Bandeira Escassez Hídrica", no valor de
222,5 milhões, cujo propósito era o de não repassar, às tarifas definidas naquele processo, o déficit até então acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras. No presente processo, o financeiro em questão deve ser revertido, visto que, na apuração
da CVA, está sendo realizado o encontro de contas entre: 1) o total de arrecadação associada à Bandeira Escassez Hídrica e; 2)

Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
29. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, foram desenvolvidos 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. Tais
mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo.
a) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
30. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385/2022, que alterou a Lei nº 9.427, de
26 de dezembro de 1996, passando a disciplinar a devolução de valores de tributos recolhidos a maior
pelas prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica.
31. Assim, no presente processo tarifário, os itens totalizaram R$ 434.818.692,37 milhões
(quatrocentos e trinta e quatro milhões e oitocentos e dezoito mil e seiscentos e noventa e dois reais e
trinta e sete centavos), resultando em redução de --8,52% no efeito médio. Esse montante já considera a
IR/CSLL16
dedução do recolhido à Receita Federal.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
32. Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória n° 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da
Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
os déficits acumulados até o processo tarifário de 2021 somados aos custos incorridos pela distribuidora posteriormente ao
processo tarifário de 2021.
16 Imposto de Renda/Contribuição Social Sobre Lucro Líquido.

33. O Despacho n° 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para fixar os
valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e permissionárias
de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos Termos de
Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022. À CPFL Piratininga foram repassados o valor
atualizado de R$ 58,4 milhões, com impacto de -1,19% no efeito médio.
c) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
34. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da CPFL Piratininga, foi
apurado valor nulo.
d) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL
35. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL17, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
CPFL Piratininga informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário de 2022, conforme descrito na Nota Técnica
nº 237/2020-SGT/ANEEL18, de 27 de novembro de 2020.
36. Assim, o valor correspondente informado pela CPFL Piratininga, e devidamente atualizado
pela Selic, foi de aproximadamente R$ 2,7 milhões, correspondendo ao efeito tarifário de -0,05%.
e) Decreto Bônus de Itaipu
37. Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base no que
consta no processo 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização da
Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio e o crédito
do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em função da utilização
desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do Decreto 11.027/2022.
17 Documento Sicnet nº 48581.001765/2021-00.
18 Documento Sicnet nº 48581.001953/2020-00.

38. A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. Segundo os
critérios de rateio, os recursos alocados para a CPFL Piratininga alcançam a monta de R$ 119.327.246,30,
cuja aplicação resultou em uma atenuação tarifária de 2,34%. Ressalta-se que o detalhamento dos
cálculos, os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a
modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constam
no processo nº 48500.001671/2021-16, e foram homologados por meio da REH nº 3.093/2022, de
16/08/2022.
f) CDE Modicidade Tarifária
39. A Medida Provisória n° 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após
tramitação no Congresso Nacional, tal MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021.
40. O inciso I da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão
pelos novos contratos, nos termos abaixo:
[...]
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia elétrica de
que trata o art. 2º desta Lei:
I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de que
trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor
adicionado à concessão pelos novos contratos;
[...]
§ 2º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos novos
contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a quota de que
trata o inciso I do caput deste artigo será creditada integralmente em favor das concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de modicidade tarifária no Ambiente
de Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma proporcional aos montantes descontratados
em decorrência da alteração do regime de exploração para produção independente de que trata
o inciso III do caput deste artigo.
[...]
41. Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a
Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração

de energia elétrica nos termos da Lei nº 14.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros da Resolução
CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021.
42. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser aportado
na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da citada
Resolução.
43. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos tarifários,
está em consulta pública a proposta de criação de um componente específico, denominado CDE
MODICIDADE ELETROBRAS, cujo valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à
modicidade, utilizando o fator de garantia física como parâmetro de rateio.
44. Assim, neste processo tarifário já está sendo considerado o valor proposto pela Agência,
conforme o Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022, resultando em um componente negativo de R$
130.808.931,14, que contribuiu com uma redução tarifária em 2,58%.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
45. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para
que a tarifa não sofresse aumento adicional de 20,38%.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
46. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de outubro/2022 a setembro/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 outubro/2021 a setembro/2022.

Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.539.691 | 13.071.018 | 14.610.710 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (240) | 2.262 | 2.021 |
| Subsídio Distribuição | 91.921 | 1.845.282 | 1.937.202 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 30.363 | 431.655 | 462.018 |
| Subsídio Rural | (56.883) | 266.975 | 210.092 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (2.057) | 7.741 | 5.684 |
| Total | 1.602.795 | 15.624.933 | 17.227.728 |

III. D I R E I T O
47. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos: (a) o inciso IV do artigo
15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (b) o inciso X do artigo 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335,
de 6 de outubro de 1997, (c) o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada
pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004 e a (d) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão
nº 202/1998.
IV. D I S P O S I T I V O
48. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004906/2021-21, voto pela
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da CPFL
Piratininga, a vigorar a partir de 23 de outubro de 2022, que conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 14,72%, sendo 24,16% para os
consumidores em Alta Tensão – AT e 9,60% para os consumidores em Baixa
Tensão - BT, e demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL- Piratininga;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica – CCEE à CPFL Piratininga, de modo a custear os descontos
retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 18 de outubro de 2022.
(Assinado digitalmente)
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA
Diretor Substituto