11ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria 
Brasília, 21/10/2021 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005016/2020-56 
 
INTERESSADOS: Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga, 
a vigorar a partir de 23 de outubro de 2021. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga é concessionária1 do serviço 
público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Campinas/SP e atende aproximadamente 
1,86 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente 
faturamento anual na ordem de R$ 4,72 bilhões. 
2. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada ao setor 
elétrico 
para 
enfrentamento 
do 
estado 
de 
calamidade 
pública  
(Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 
950, de 2020; e dispôs sobre outras providências. 
3. 
Em 13 de outubro de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis, a 
SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da CPFL Piratininga as planilhas finais de cálculo. 
4. 
Pela Carta nº 010/R/CPFL Piratininga, de 15 de outubro de 2021 2, a CPFL Piratininga 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 009/2002-ANEEL. 
2 SICNet nº 48513.028483/2021-00.

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formalizou a solicitação de utilização dos valores concernentes aos recursos de Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos – UDER, faturados desde a última revisão tarifária da concessionária, 
e dos créditos para modicidade tarifária associados às Resoluções Normativas nº 414/2010 e 376/2009, 
auferidos até setembro do presente ano, para serem incorporados neste processo tarifário como medida 
para mitigar os efeitos tarifários. 
5. 
Em 18 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 237/2021-SGT/ANEEL3, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da 
distribuidora. 
6. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
7. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL 
Piratininga, a vigorar a partir de 23 de outubro de 2021, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 12,40%, sendo 5,69%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 16,40%, 
em média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
8. 
Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos 
itens de custos que compõem a tarifa. 
 
 
3 SICnet nº 48581.001621/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,69%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
16,40%
Efeito Médio AT+BT
12,40%

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9. 
No presente caso, essa diferença ocorreu, em especial, ao incremento dos custos 
associados à energia e ao aumento da parcela B, cujas participações percentuais são mais significativas 
aos consumidores cativos, os quais, em sua grande maioria, é formada pelo grupo de baixa tensão. 
10. 
Em relação ao efeito médio de 12,40%, esse decorre, essencialmente: 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em 
8,17%; 
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um 
efeito de 6,62%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, 
que contribuíram para uma variação de -2,38%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
11. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
0,50%
-1,29%
2,91%
6,05%
6,62%
-2,38%
12,40%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
12. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 71,83% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 2,11% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos: 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.567.061.829
  
3.666.832.911
  
2,80%
2,11%
71,83%
Encargos Setoriais
1.001.020.070
  
1.024.490.690
  
2,34%
0,50%
20,07%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
5.385.425
          
6.844.874
          
27,10%
0,03%
0,13%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
758.391.727
     
691.137.742
     
-8,87%
-1,43%
13,54%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
26.605.751
        
100,00%
0,56%
0,52%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
-
                      
73.186.045
        
100,00%
1,55%
1,43%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
84.063.231
        
57.893.333
        
-31,13%
-0,55%
1,13%
PROINFA
113.107.711
     
122.158.220
     
8,00%
0,19%
2,39%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
39.874.343
        
46.475.071
        
16,55%
0,14%
0,91%
ONS
197.635
             
189.654
             
-4,04%
-0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
565.917.038
     
505.069.839
     
-10,75%
-1,29%
9,89%
Rede Básica
323.201.764
     
305.567.335
     
-5,46%
-0,37%
5,99%
Rede Básica Fronteira
98.435.604
        
71.584.903
        
-27,28%
-0,57%
1,40%
Rede Básica ONS (A2)
263.335
             
240.475
             
-8,68%
-0,00%
0,00%
MUST Itaipu
43.173.654
        
37.824.114
        
-12,39%
-0,11%
0,74%
Transporte de Itaipu
58.503.931
        
45.566.231
        
-22,11%
-0,27%
0,89%
Conexão
23.580.779
        
22.918.743
        
-2,81%
-0,01%
0,45%
Uso do sistema de distribuição e CCD
18.757.970
        
21.368.039
        
13,91%
0,06%
0,42%
Custos de Aquisição de Energia
2.000.124.721
  
2.137.272.383
  
6,86%
2,91%
41,87%
PARCELA B
1.152.052.625
  
1.437.703.286
  
24,79%
6,05%
28,17%
IRT
4.719.114.453
  
5.104.536.198
  
8,17%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
335.394.837
     
6,62%
CVA em processamento - Energia
506.651.202
     
10,00%
CVA em processamento -Transporte
64.160.531
        
1,27%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
127.780.143
     
2,52%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(8.764.161)
         
-0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(55.818.108)
      
-1,10%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
5.901.969
          
0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia
(45.212.236)
      
-0,89%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.453.711
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
225.069.969
     
4,44%
Reversão do Risco Hidrológico
(195.176.889)
    
-3,85%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
235.607
             
0,00%
Ajuste CUSD
1.297.842
          
0,03%
Repasse de compensação DIC/FIC
(2.293.741)
         
-0,05%
Recursos Destinados à Modicidade Tarifária (RENs 376/2009 e 414/2010)
(11.329.156)
      
-0,22%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(73.044.664)
      
-1,44%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(133.357.203)
    
-2,63%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(72.159.981)
      
-1,42%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,38%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,40%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3.567.061.829 3.666.832.911 2,80% 2,11% 71,83%      
Encargos Setoriais 1.001.020.070 1.024.490.690 2,34% 0,50% 20,07%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 5 .385.425 6 .844.874 27,10% 0,03% 0,13%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 7 58.391.727 6 91.137.742 -8,87% -1,43% 13,54%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 2 6.605.751 100,00% 0,56% 0,52%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) - 7 3.186.045 100,00% 1,55% 1,43%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 8 4.063.231 5 7.893.333 -31,13% -0,55% 1,13%
PROINFA 1 13.107.711 1 22.158.220 8,00% 0,19% 2,39%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 3 9.874.343 4 6.475.071 16,55% 0,14% 0,91%
ONS 1 97.635 1 89.654 -4,04% -0,00% 0,00%      
Custos de Transmissão 5 65.917.038 5 05.069.839 -10,75% -1,29% 9,89%      
Rede Básica 3 23.201.764 3 05.567.335 -5,46% -0,37% 5,99%
Rede Básica Fronteira 9 8.435.604 7 1.584.903 -27,28% -0,57% 1,40%
Rede Básica ONS (A2) 2 63.335 2 40.475 -8,68% -0,00% 0,00%
MUST Itaipu 4 3.173.654 3 7.824.114 -12,39% -0,11% 0,74%
Transporte de Itaipu 5 8.503.931 4 5.566.231 -22,11% -0,27% 0,89%
Conexão 2 3.580.779 2 2.918.743 -2,81% -0,01% 0,45%
Uso do sistema de distribuição e CCD 1 8.757.970 2 1.368.039 13,91% 0,06% 0,42%      
Custos de Aquisição de Energia 2 .000.124.721 2 .137.272.383 6,86% 2,91% 41,87%      
PARCELA B 1.152.052.625 1.437.703.286 24,79% 6,05% 28,17%      
IRT 4.719.114.453 5.104.536.198 8,17% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 335.394.837 6,62%      
CVA em processamento - Energia    506.651.202 10,00%  
CVA em processamento -Transporte 6 4.160.531 1,27%      
CVA em processamento - Encargos Setoriais    127.780.143 2,52%  
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 8.764.161) -0,17%      
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais    (55.818.108) -1,10%  
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A 5 .901.969 0,12%      
Sobrecontratação/exposição de energia    (45.212.236) -0,89%  
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .453.711 0,03%      
Previsão de Risco Hidrológico    225.069.969 4,44%  
Reversão do Risco Hidrológico ( 195.176.889) -3,85%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 2 35.607 0,00%
Ajuste CUSD 1 .297.842 0,03%      
Repasse de compensação DIC/FIC    ( 2.293.741) -0,05%  
Recursos Destinados à Modicidade Tarifária (RENs 376/2009 e 414/2010) ( 11.329.156) -0,22%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER ( 73.044.664) -1,44%      
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia    (133.357.203) -2,63%  
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER ( 72.159.981) -1,42%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,38%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,40%      

Página 5 de 14 
 
 
a) 
Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito 
tarifário médio de 0,50%. Esse efeito decorreu da redução da cota da CDE_Uso 
para a distribuidora, homologada pela REH 2.864/2021, com participação no 
reajuste equivalente a -1,43%. Por outro lado, o efeito do início do recolhimento 
da nova CDE_Conta-Covid, a partir de 2021, conforme disposto no Decreto nº 
10.350/2020, teve uma participação total de 2,11%; 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de -
1,29%. 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 nos 2.895 e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, 
alteradas pela REH nº 2.959, de 05 de outubro de 2021; e 
c) 
Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram 
um efeito tarifário de 2,91%. Contribuiu significativamente para esse efeito o 
aumento do custo da energia proveniente dos contratos bilaterais (impacto de 
1,80%), os quais são atualizados pelo IGP-M, como ainda pelo reajuste dos preços 
dos contratos relacionados ao CCEAR Nova e Alternativa (impacto de 1,20%). O 
gráfico seguinte demonstra essa variação, por tipo de contrato:

Página 6 de 14 
 
 
 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
13. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 28,17% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 6,05% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
14. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre outubro de 
2020 e setembro de 2021 do IGP-M (de 24,86%), subtraída do Fator X (de 0,06%), o que totaliza 24,79%. 
15. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem4 e com tributos5), 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. 
 
 
4 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. 
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,52% para o ICMS e de 5,24% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 24,76% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 32,90% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
2,91%
0,88%
0,32%
0,25%
-0,12%
0,24%
-0,49%
1,80%
0,03%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa

Página 7 de 14 
 
 
 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
16. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 6,62% no atual reajuste da CPFL Piratininga, conforme indicado na 
Tabela 2. 
17. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento 
 
 
6 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. 
Custo de 
Distribuição
28,2%
Custo de 
Energia
41,9%
Custo de 
Transmissão
9,9%
PROINFA
2,4%
CDE
15,5%
ESS/EER
1,1%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
20,1%
Custo de 
Distribuição
21,2%
Custo de 
Energia
31,5%
Custo de 
Transmissão
7,4%
Encargos 
Setoriais
15,1%
ICMS
19,5%
PIS/COFINS
5,2%
Tributos
24,8%

Página 8 de 14 
 
 
– Energia, com efeito de 10,00%, 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 da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico de CCGF, Itaipu e 
Usinas Repactuadas. 
18. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
19. 
Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, 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. 
20. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 237/2021-SGT/ANEEL: 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
506.651.202
     
10,00%
CVA em processamento -Transporte
64.160.531
        
1,27%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
127.780.143
     
2,52%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(8.764.161)
         
-0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(55.818.108)
      
-1,10%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
5.901.969
          
0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia
(45.212.236)
      
-0,89%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.453.711
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
225.069.969
     
4,44%
Reversão do Risco Hidrológico
(195.176.889)
    
-3,85%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
235.607
             
0,00%
Ajuste CUSD
1.297.842
          
0,03%
Repasse de compensação DIC/FIC
(2.293.741)
         
-0,05%
Recursos Destinados à Modicidade Tarifária (RENs 376/2009 e 414/2010)
(11.329.156)
      
-0,22%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(73.044.664)
      
-1,44%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(133.357.203)
    
-2,63%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(72.159.981)
      
-1,42%
Total
335.394.837
     
6,62%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 506.651.202 10,00%
CVA em processamento -Transporte 6 4.160.531 1,27%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 127.780.143 2,52%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 8.764.161) -0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (55.818.108) -1,10%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A 5.901.969 0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia (45.212.236) -0,89%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.453.711 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 225.069.969 4,44%      
Reversão do Risco Hidrológico  (195.176.889)  -3,85%  
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 235.607 0,00%
Ajuste CUSD 1.297.842 0,03%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 2.293.741) -0,05%
Recursos Destinados à Modicidade Tarifária (RENs 376/2009 e 414/2010) (11.329.156) -0,22%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER (73.044.664) -1,44%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia (133.357.203) -2,63%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER (72.159.981) -1,42%      
Total 3 35.394.837 6,62%      

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a) 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 PRORET, os valores 
de UDER, para as empresas que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e 
considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3º Ciclo de 
Revisão Tarifária Periódica – CRTP. 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$ 73 milhões, contribuindo com 
uma redução tarifária de 1,44%. Destaca-se 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 Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente de Reativos – 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 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado; 
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009): 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade 
tarifária, associados às Resoluções Normativas em apreço. 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, cujo 
volume informado e contabilizado pela distribuidora até setembro/2021 representa R$ 11,3 milhões, 
contribuindo para redução do efeito em 0,22%. Vale ressaltar que o valores informados pela 
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos 
tarifários; e 
c) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica: a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão

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Hidroenrgética (CREG), mediante a Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no 
valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação de setembro/21 a abril/22. 
21. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado 
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de 
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo: 
 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do 
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta 
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel: 
 
(...) 
 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar 
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
 
22. 
Desta forma, 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. 
23. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem 
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários. 
24. 
No processo da CPFL Piratininga, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada 
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência 
de julho/2021. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA 
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada. 
25. 
Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela

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distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que 
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época. 
26. 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e 
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se um 
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos 
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica. 
27. 
Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo 
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 205,5 mi (efeito 
de -4,06%), conforme saldo da distribuidora frente à Conta Bandeiras na competência de julho/2021, para 
expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da 
Bandeira Escassez; no processo tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente 
atualizado pela Taxa Selic. 
28. 
Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
29. 
Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (121,91%), comparada com as variações do IGP-M (131,21%) e do 
IPCA (77,18%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

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Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
 
30. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de outubro/2021 a setembro/2022, 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/2020 a setembro/2021. 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
279,37
314,84
256,94
278,24
336,65
408,99
510,81
411,10
405,61
465,66
552,92
490,18
533,55
619,94
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Revisão
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Revisão
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
895.085,47
         
10.592.288,87
     
11.487.374,34
       
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(268,81)
                
2.419,09
               
2.150,27
                 
Subsídio Distribuição
47.413,17
            
-
                         
47.413,17
               
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
41.833,18
            
712.704,47
           
754.537,65
             
Subsídio Rural
516,47
                 
540.910,74
           
541.427,21
             
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(544,24)
                
9.231,58
               
8.687,34
                 
Total
984.035,24
         
11.857.554,74
     
12.841.589,98
Ajuste Previsão
Tipo Valor Mensal (R$)
(R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 8 95.085,47 1 0.592.288,87 1 1.487.374,34
Subsídio Geração Fonte Incentivada ( 268,81) 2 .419,09 2 .150,27
Subsídio Distribuição 4 7.413,17 - 4 7.413,17
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 4 1.833,18 7 12.704,47 7 54.537,65
Subsídio Rural 5 16,47 5 40.910,74 5 41.427,21
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 544,24) 9 .231,58 8 .687,34  
Total 9 84.035,24 1 1.857.554,74 1 2.841.589,98  

Página 13 de 14 
 
 
III. 
D I R E I T O 
31. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:  a) Lei nº 9.427, de 1996; 
(b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) Contrato de Concessão do Serviço Público de 
Distribuição de Energia Elétrica nº 009/2002-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
32. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005016/2020-56, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Companhia 
Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga, a vigorar a partir de 23 de outubro de 
2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,40%, 
sendo 5,69% para os consumidores em Alta Tensão – AT e 16,40% 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 de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE à CPFL Piratininga, de modo a custear os descontos retirados da 
estrutura tarifária.

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Brasília, 21 de outubro de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor