VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004628/2020-21 e 48500.000594/2021-87 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: FORCEL - Força e Luz Coronel Vivida Ltda 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da FORCEL - Força e Luz Coronel Vivida Ltda., a vigorar 
a partir de 26/08/2021, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de 
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2022 a 2026, após conclusão da fase da 
Consulta Pública nº 025/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 069/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da FORCEL - Força e Luz Coronel Vivida 
Ltda., estabelece a data de 26/08/2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária. 
 
3. 
Em 25 de maio de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública           
n° 025/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu até 09 de julho de 2021, com a Audiência Pública, por videoconferência, 
realizada no dia 11 de junho de 2021. 
 
4. 
Conforme informações prestadas pela Superintendência de Mediação Administrativa, 
Ouvidoria Setorial e Participação Pública – SMA1, não houve contribuições à respectiva Consulta Pública. 
 
 
1 Documento SIC nº 48542.001991/2021-00

5. 
Por intermédio do Memorando nº 177/2021-SRD/ANEEL2, de 15 de julho de 2021, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD informou o percentual final das perdas 
na distribuição para a FORCEL. 
 
6. 
Em 27 de julho de 2021, a SRD apresentou, por meio da Nota Técnica n. 92/2021-
SRD/ANEEL, os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da FORCEL, 
para o período de 2022 a 2026, após análise das contribuições recebidas na consulta pública. 
 
7. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, pelo Memorando nº 
206/2021-SFF/ANEEL3, de 03 de agosto de 2021, validou os dados para a composição da Base de 
Remuneração da FORCEL. Adicionalmente, informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora no período pré-DRAC. 
 
8. 
Na mesma data, as informações concernentes a Outras Receitas, Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 208/2021-
SFF/ANEEL4. 
 
9. 
Em 11 agosto de 2021, a Superintedência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou a proposta 
final da revisão tarifária, via e-mail, à FORCEL e ao conselho de consumidores. 
 
10. 
A SGT, por intermédio da Nota Técnica n. 180/2021-SGT/ANEEL5, de 11 de agosto de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da FORCEL. 
 
11. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
12. 
A revisão das tarifas da FORCEL, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,81%, sendo de 10,52%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 6,24%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
 
2 Documento SIC nº 48554.001146/2021-00 
3 Documento SIC nº 48536.002688/2021-00 
4 Documento SIC nº 48536.002698/2021-00 
5 Documento SIC nº 48581.001240/2021-00

13. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
14. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos 
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. 
 
15. 
Quanto aos custos, destaca-se o aumento dos custos de transmissão, que têm impacto 
mais significativo nos consumidores de alta tensão. 
 
16. 
Em relação às novas TRs, destaca-se uma mudança expressiva do mercado desde a última 
revisão tarifária, de 2016, em que o grupo A apresentou um aumento da ordem de 50%, enquanto o grupo 
B uma variação de 10% nesse período. Assim, nesse processo, está se reconfigurando a alocação de custos 
devido à nova realidade de mercado da distribuidora, o que ajuda a explicar o maior impacto para os 
consumidores conectados em AT. 
 
17. 
O efeito médio de 7,81% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A e 
B), com efeito tarifário de 4,35%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo 
tarifário, com efeito tarifário de 9,89%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no 
último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o impacto de -6,43%. 
 
18. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,52%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,24%
Efeito Médio AT+BT
7,81%

Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
19. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
1,59%
3,13%
0,12%
0,01%
-0,49%
9,89%
-6,43%
7,81%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da FORCEL 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
20. 
O reposicionamento econômico de 4,35% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
 
Parcela A 
 
21. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão, às de geração de energia elétrica, 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
17.090.306
          
18.199.859
           
6,49%
4,84%
76,1%
Encargos Setoriais
4.664.428
             
5.028.500
              
7,81%
1,59%
21,0%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
28.082
                  
25.884
                   
-7,83%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
3.557.223
             
3.912.313
              
9,98%
1,55%
16,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
343.131
                
235.229
                 
-31,45%
-0,47%
1,0%
PROINFA
531.622
                
638.269
                 
20,06%
0,47%
2,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
204.370
                
216.805
                 
6,08%
0,05%
0,9%
Custos de Transmissão
5.320.696
             
6.037.137
              
13,47%
3,13%
25,2%
MUST Itaipu
222.980
                
211.575
                 
-5,12%
-0,05%
0,9%
Transporte de Itaipu
303.116
                
205.568
                 
-32,18%
-0,43%
0,9%
Uso do sistema de distribuição
4.794.600
             
5.619.995
              
17,22%
3,60%
23,5%
Custos de Aquisição de Energia
7.090.328
             
7.117.999
              
0,39%
0,12%
29,8%
Receitas Irrecuperáveis
14.853
                  
16.223
                   
9,22%
0,01%
0,1%
PARCELA B
5.830.575
             
5.717.838
              
-1,93%
-0,49%
23,9%
Custos Operacionais
4.386.272
             
4.381.686
              
-0,10%
-0,02%
18,3%
Anuidades
656.851
                
658.939
                 
0,32%
0,01%
2,8%
Remuneração
749.382
                
670.082
                 
-10,58%
-0,35%
2,8%
Depreciação
436.182
                
420.466
                 
-3,60%
-0,07%
1,8%
UDEROR
(398.112)
               
(413.335)
                
3,82%
-0,07%
-1,7%
RT considerando a varição tarifária da RTE
22.920.881
          
23.917.697
           
4,35%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
2.266.688
              
9,89%
CVA em processamento - Energia
1.582.016
              
6,90%
CVA em processamento - Transporte
77.112
                   
0,34%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
571.895
                 
2,50%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
43.185
                   
0,19%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(34.822)
                  
-0,15%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
112.247
                 
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
11.244
                   
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
338
                         
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
6.100
                      
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
1.328.120
              
5,79%
Ajuste CUSD
77.341
                   
0,34%
Reversão do Risco Hidrológico
(487.112)
                
-2,13%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(1.020.977)
            
-4,45%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-6,43%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,81%

inclusive a geração própria, e às receitas irrecuperáveis. A Parcela A, que representa 76,09% dos custos 
da concessionária, variou 6,49%, representando um impacto tarifário de 4,84%. 
 
22. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 1,59%. Desse impacto, o 
aumento do orçamento da CDE – USO, decorrente da aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 
2021, segundo previsto na REH nº 2.864/2021, foi responsável pelo efeito de 1,55%. Por outro lado, os 
Encargos de ESS/EER apresentaram um efeito de -0,47%. Essa redução decorreu da recente aprovação 
dos novos parâmetros das Bandeiras Tarifárias pela Aneel, o que causou uma diminuição da cobertura de 
ERR, de 60% para 40%, da receita fixa dos geradores. 
 
23. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 3,13%. Sobre esse item, 
destaca-se aumento dos custos de uso do sistema de distribuição (CUSD) da Copel-Dis para a FORCEL, de 
acordo com a tarifas homologadas pela REH nº 2.886/2021, o qual foi responsável pela majoração de 
3,60% no efeito médio. 
 
24. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,12%. Esse efeito é justificado 
pelo aumento do custo do contrato bilateral que a distribuidora possui com a COPEL-GT, que é reajustado 
pelo IPCA, associado a uma redução do custo de energia preveniente de Itaipu, o qual é indexado no dólar, 
cuja cotação apresentou uma pequena redução quando comparado ao processo anterior. 
 
25. 
Já as receitas irrecuperáveis variaram 9,22% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,01% nas tarifas. 
 
 
 
Perdas Regulatórias 
 
26. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 3,78% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 055/2021-
SRD/ANEEL. 
 
27. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de 
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média

histórica dos últimos 5 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é 
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais 
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. 
No caso da FORCEL, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 3,71% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
 
Custos da Parcela B 
 
28. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 23,91% dos custos da concessionária e variou em -1,93%, o que 
representa um impacto tarifário de -0,49%. 
 
29. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
30. 
A aplicação da metodologia indicou uma manutenção do valor dos custos regulatórios ao 
longo do ciclo, porém, o conjunto do índice de produtividade agregado ao mecanismo de incentivo à 
qualidade fizeram com que os custos operacionais resultasse em custos operacionais abaixo daqueles 
existentes nas atuais tarifas, com variação de -0,10% e impacto de -0,02% nesta revisão tarifária.

Gráfico 2. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
31. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
32. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de -10,58% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -0,35%. A situação adveio 
principalmente da queda da taxa média de remuneração comparada com a definida na revisão de 2016, 
representando uma variação de -8,2%. Associado a isso, foi identificada uma variação de -2,4% da Base 
de Remuneração Líquida. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de 
capital.  
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
-0,10%
99,90%

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
33. 
A quota de reintegração regulatória variou -3,60% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de -0,07%. A redução proveio da variação de -1,9% 
da Base de Remuneração Bruta aliada à redução na taxa média de depreciação em relação à última revisão 
tarifária (de 4,09% para 4,02%). O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos. 
 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
34. 
A cobertura para anuidades variou 0,32% em relação aos valores contidos nas tarifas, com 
impacto de 0,01% nesta revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 8,2%
-2,4%
89,4%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
-1,7%
-1,9%
96,4%

para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, da qual 
o cálculo das anuidades depende. 
 
35. 
As outras receitas (OR) se referem àquelas receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia 
elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são 
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e 
risco das concessionárias.  
 
36. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e demanda 
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado 
“Excedente de Reativos” (ER).  
 
37. 
Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e 
excedente de reativos, que, no ciclo tarifário anterior, eram contabilizadas como obrigações especiais e 
nesta revisão entram como redutores da Parcela B. 
 
38. 
Além desses recursos, também entram como redutores da Parcela B nesta revisão o saldo 
acumulado de UD e ER desde a data-base do laudo da última revisão tarifária (março/2016) até 
fevereiro/2017 (período pré-DRAC), informados no memorando nº 206/2021-SFF/ANEEL, de 03/08/2021, 
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário. 
 
39. 
Desse modo, a soma de todas essas receitas (UDEROR) teve uma participação de -0,07% 
nesta revisão, conforme apresentado na Tabela 2. 
 
 
Componentes Financeiros 
 
40. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da FORCEL: 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
41. 
De acordo com a tabela acima, os componentes financeiros apurados, para compensação 
nos 12 meses subsequentes, contribuíram com o efeito de 9,89% na atual revisão da FORCEL. 
 
42. 
Desse resultado, é destacado pela SGT a CVA Energia, com efeito de 6,90%, impactada 
principalmente pelos custos relacionados aos riscos hidrológicos associados as Usinas Repactuadas, CCGF 
e Itaipu Binacional. 
 
43. 
Outro item que impactou este processo tarifário com valor positivo foi a CVA de Encargos 
Setoriais, com efeito de 2,50%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA. 
 
44. 
Ressalta-se ainda outro financeiro, com efeito negativo neste processo, concernente os 
créditos de PIS/COFINS. Trata-se de um componente financeiro relacionado ao provimento de ação 
judicial proposta pela distribuidora questionando a constitucionalidade da incidência do ICMS na base de 
cálculo do PIS/PASEP e COFINS, cuja devolução dos créditos aos consumidores ainda está sendo 
regulamentada pela ANEEL. No entanto, conforme o Despacho nº 361/2021, em situações excepcionais, 
foi autorizado pela Agência o uso antecipado desses recursos para aliviar o efeito nas tarifas. Desse modo, 
em 11 de agosto de 2021, a concessionária solicitou a compensação de R$ 1,021 mi para reversão como 
componente financeiro negativo extraordinário, contribuindo com uma redução de 4,45% no efeito 
médio. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
1.582.016
           
6,90%
CVA em processamento - Transporte
77.112
                 
0,34%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
571.895
              
2,50%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
43.185
                 
0,19%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(34.822)
               
-0,15%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
112.247
              
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
11.244
                 
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
338
                      
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
6.100
                   
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
1.328.120
           
5,79%
Ajuste CUSD
77.341
                 
0,34%
Reversão do Risco Hidrológico
(487.112)
             
-2,13%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(1.020.977)
          
-4,45%
Total
2.266.688
           
9,89%

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
45. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
 
46. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o 
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
47. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
1,22%. 
 
48. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da FORCEL é de 0,00%. 
 
49. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2019 e 2020, resultando em -1,12%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na 
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas 
praticadas.  
 
50. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da FORCEL, até a próxima revisão 
tarifária, será de 0,00%, a ser acrescido dos Componentes Pd e Q, os quais devem ser atualizados a cada 
reajuste tarifários.

51. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 66.  
 
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
52. 
O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 76,20%, comparada com o avanço  do IGP-M e do IPCA no mesmo período, de 133,68% 
e 75,21%, respectivamente.  
 
 
6 No Gráfico 5, destaca-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 Gráfico 6, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Custo de       
Distribuição
23,9%
Custo de            
Energia
29,8%
Custo de     
Transmissão
25,2%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA 2,7%
CDE
16,4%
ESS/EER 1,0%
Outros
1,0%
Encargos 
Setoriais
21,0%
Custo de       
Distribuição
15,8%
Custo de            
Energia
19,7%
Custo de     
Transmissão
16,7%
Encargos          
Setoriais
13,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
29,8%
PIS/COFINS 4,2%
Tributos 
33,9%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
53. 
A tabela a seguir ilustra as primcipais variações ocorridas entre a proposta colocada em 
Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
54. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à consulta 
pública foram: 
 
390,56
341,88
276,33
294,11
373,75
474,98
556,23
540,51
534,71
482,61
582,91
619,01
654,63
688,15
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Descrição 
 CP
Participação 
na Revisão 
 Final 
Participação 
na Revisão 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos + Transmissão + Energia + RI]
5,86%
4,84%
-1,02%
Encargos Setoriais
1,57%
1,59%
0,02%
Custos de Transmissão
4,03%
3,13%
-0,90%
Custo de Aquisição de Energia 
0,26%
0,12%
-0,14%
Receitas Irrecuperáveis
0,00%
0,01%
0,00%
PARCELA B
1,29%
-0,49%
-1,78%
Reposicionamento Tarifário
7,15%
4,35%
-2,81%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
4,42%
9,89%
5,46%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-6,17%
-6,43%
-0,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,10%
7,81%
2,71%

a) 
Na Parcela A, destaca-se a variação de -0,90% dos custos de transmissão, em relação 
ao que foi apresentado na abertura da consulta pública 025/2021, dada a redução das 
tarifas relativas ao uso do sistema de distribuição (CUSD) da Copel-Dis para a FORCEL, 
homologadas pela REH nº 2.886/2021; 
 
b) 
Já a Parcela B, apresentou uma variação de -1,78%. Essa redução é justificada pelo 
resultado da fiscalização da Aneel sobre os ativos de ditribuição apresentados pela 
distribuidora, realizada no decorrer da fase de consulta pública; 
 
c) 
Quanto aos componentes financeiros, a variação de 5,46%, em comparação com a 
CP, ocorreu em função da redução do valor pleiteado pela distribuidora em relação aos 
créditos de Pis/Cofins. 
 
55. 
A diferença de efeitos em relação aos demais itens foi causada pela variação de marcado 
identificada no período da CP. 
 
56. 
O gráfico abaixo ilustra a variação de cada item que compõe o efeito médio, em que as 
barras vermelhas demonstram os efeitos apresentados para consulta pública e, as em azul, referente ao 
resultado final. 
 
 
Gráfico 8. Comparação de efeitos entre a CP e o Resultado da RTP 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
1,57%
4,03%
0,26%
0,00%
1,29%
4,12%
-6,17%
5,10%
1,59%
3,13%
0,12%
0,01%
-0,49%
9,89%
-6,43%
7,81%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transporte
Custos de
Compra de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da Retirada
dos Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
57. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST7. 
 
58. 
No Gráfico 9 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais de DEC e FEC 
propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a redução 
média anual é  de 5,00% no DEC e de 5,71% no FEC. 
 
 
7 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho 
dos conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da FORCEL. 
Fonte: Nota Técnica nº 92/2021-SRD/ANEEL. 
 
59. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da FORCEL, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 
11, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se que 
os limites de DEC e FEC da FORCEL estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 92/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.

Fonte: Nota Técnica nº 92/2021-SRD/ANEEL. 
 
60. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela FORCEL entre 2016 e 2020: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela FORCEL. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
0 
0,00 
2017 
0 
0,00 
2018 
1 
2,22 
2019 
0 
0,00 
2020 
0 
0,00 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
61. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 069/1999. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
62. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 069/1999 e no que constam 
dos Processos nº 48500.004628/2020-21 e  nº 48500.000594/2021-87, voto no sentido de APROVAR o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da FORCEL - Força e Luz Coronel Vivida Ltda, na forma da 
minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
a) 
HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da FORCEL, a vigorar a partir 
de 26/08/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,81%,
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        0      0,00  
        0      0,00  
        1      2,22  
        0      0,00  
        0      0,00  

sendo de 10,52%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 6,24%, 
em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
 
b) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – 
TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) 
APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à FORCEL, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
d) 
DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) 
FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;  
 
f) 
FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 
2022 a 2026 a serem observados pela FORCEL; e 
 
g) 
FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2025, 
conforme tabela abaixo: 
 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
3,7846% 
3,7846% 
3,7846% 
3,7846% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
3,7125% 
3,7125% 
3,7125% 
3,7125% 
 
 
 
Brasília, 24 de agosto de 2021 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  3,7846%      3,7846%      3,7846%      3,7846%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  3,7125%      3,7125%      3,7125%      3,7125%