* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
48500.0005053/2020-64 
Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL  
 
Em, 20 de julho de 2021 
 
 
 
Processo: 48500.005052/2020-10. 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes às Permissionárias de Distribuição de 
Energia Elétrica com aniversário contratual em 30 de 
julho de 2021.  
 
 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
Esta Nota Técnica apresenta os resultados dos processos tarifários das 
Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica com aniversário contratual em 30 de julho de 
2021. Os resultados foram calculados em conformidade com as disposições legais e normativas 
pertinentes e segundo as regras estabelecidas nos Contratos de Permissão de Distribuição. O 
detalhamento dos cálculos do processo tarifário de cada permissionária é apresentado no Anexo 1. 
 
II - DOS FATOS   
 
2. 
Os Contratos de Permissão têm por objetivo a regulação da exploração, pela 
permissionária, de serviços públicos de distribuição de energia elétrica. Estes Contratos preveem a 
periodicidade dos processos tarifários que podem ser do tipo: Reajuste Tarifário Anual ou Revisão 
Tarifária Periódica. Os Reajustes ocorrem anualmente, nas datas de aniversário contratual, exceto 
quando acontecem as Revisões, a cada 4 anos.  
 
3. 
A Resolução Normativa nº 704, de 22 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e 
a revisão dos Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que 
definem as regras de reajuste e de revisão tarifária das permissionárias de serviço público de 
distribuição de energia elétrica e minuta de termo aditivo ao contrato de permissão. 
 
4. 
As permissionárias com aniversário contratual em 30 de julho de 2021 seguem 
metodologia estabelecida pelo PRORET 8.4. A Tabela 1 detalha as informações das permissionárias, 
bem como o processo tarifário a qual estão submetidas. 
 
 
 
 
 
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Fls. 2 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Tabela 1. Permissionárias com data de aniversário contratual em 30 de julho de 2021 
 
 
5. 
Em 17/05/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças – SAF, as permissionárias encontram-se adimplentes 
com suas obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista 
o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 
15/03/2004. 
 
 
III - DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS 
 
6. 
Para o cálculo tarifário, a receita anual da permissionária é dividida em duas parcelas: 
a “Parcela A”, formada pelos custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia, 
além dos encargos setoriais; e a “Parcela B”, formada por custos diretamente gerenciáveis pela 
permissionária, próprios da atividade de distribuição.  
 
7. 
O cálculo tarifário também compreende o cálculo dos componentes financeiros, que 
não compõem a Parcela A e B da permissionária, mas que são acrescentados ou subtraídos das 
tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos 12 meses subsequentes ao reajuste 
tarifário em processamento.  
 
8. 
Os processos tarifários da Cooperluz, Cermissões, Certaja e Coprel são Revisões 
Tarifárias Periódicas. Para as demais permissionárias, realizam-se Reajuste Tarifários Anuais. Vale 
Sigla
Permissionária
Número do 
Contrato
Tipo de Processo 
Tarifário
Carta
Ceral Dis
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica de Arapoti Ltda
14/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício 007/2021-Ceral DIS, de 29/06/2021
Ceriluz
Cooperativa Regional de Energia e Desenvolvimento Ijuí Ltda
36/2010
Reajuste 
Tarifário Anual
Carta Ceriluz nº 075/2021, de 30 de junho de 2021
Ceris
Cooperativa de Eletrificação da Região de Itapecerica da Serra
05/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº 059/2021, de 30 de junho de 2021
Cermissões
Cooperativa de Distribuição e Geração de Energia das Missões
30/2010
Revisão 
Tarifária 
Periódica
Of 21/2021
Cernhe
Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural da Região de Novo Horizonte
12/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício 01/2021
Certaja
Cooperativa Regional de Energia Taquari Jacui
15/2008
Revisão 
Tarifária 
Periódica
OF.RM.Id 39/2021, de 28/6/2021
Certel
Cooperativa de Distribuição de Energia Teutônia
33/2010
Reajuste 
Tarifário Anual
Carta ENER 048/2021, de 25/06/2021
Cooperluz
Cooperativa Distribuidora de Energia Fronteira Noroeste
32/2010
Revisão 
Tarifária 
Periódica
Ofpres nº15/2021, de 30 de junho de 2021
Coprel
Coprel Cooperativa de Energia
31/2010
Revisão 
Tarifária 
Periódica
DIR-E 001/2021, de 30/06/2021
Creluz
Cooperativa de Distribuição de Energia
39/2010
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofícios: 96/21, de 29/6/21 - 101/21 e 102/21, de 15/7/21
Creral
Cooperativa Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai
41/2010
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício Creral-Dis nº. 017/2021
Cerfox
Cooperativa de Distribuição de Energia Fontoura Xavier 
04/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Carta CEFOX , 30/06/2021
Certhil
Cooperativa de Distribuição de Energia Entre Rios Ltda. 
05/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício 87/2021, de 30/06/2021
Castro Dis
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica de Castro 
06/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício 008/2021
Celetro
Cooperativa de Eletrificação Centro Jacuí Ltda.
001/2020
Reajuste 
Tarifário Anual
Corresp. Presid. 027/2021, de 30/06/2021
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destacar que de acordo com o submódulo 8.4 do PRORET, a diferença principal entre os processos 
tarifários está que, na RTP, é definida uma nova Estrutura Tarifária para a permissionária. 
 
9. 
Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 30 
de julho de 2021 conduziram ao seguinte resultado: 
 
Tabela 2. Efeito Médio Para o Consumidor Cativo 
 
 
10. 
Nas permissionárias Ceral Dis, Ceriluz, Cernhe, Creluz, Certel, Creral, Cermissões, 
Coprel, Cooperluz, Cernhe, e Certaja nota-se uma diferença expressiva entre os efeitos médios de 
alta e baixa tensão. Ocorre que para a Certaja, Coprel, e Cermissões estas diferenças foram causadas 
principalmente pela alteração da estrutura tarifária em razão da Revisão Tarifária Periódica. Para as 
demais, as diferenças ocorrem devido à redução do desconto tarifário para os consumidores rurais 
em baixa tensão, uma vez que os mercados desses consumidores são significativos para essas 
permissionárias. 
 
11. 
Em caso de revisão tarifária, o Proret 8.3, estabelece que,a permissionária pode 
solicitar que o cálculo da Estrutura Tarifária seja feito seguindo a metodologia definida no PRORET 
7.2. Caso isso não aconteça serão adotadas as tarifas de base econômica da principal supridora 
como Tarifa de Referência -TR da permissionária. 
 
12. 
Para as Revisões Tarifárias em debate a Certaja e a Coprel solicitaram que os cálculos 
das tarifas de referência fossem feitos nos moldes do PRORET 7.2. O pleito foi aceito e cálculos estão 
detalhados na Nota Técnica de Estrutura Tarifária. Por outro lado, a Cooperluz e a Cermissões não 
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Efeito B1
Ceral Dis
18,61%
25,92%
23,31%
18,26%
Ceriluz
12,06%
14,09%
13,03%
8,60%
Ceris
13,09%
14,28%
14,24%
13,92%
Cermissões
6,74%
-0,26%
1,72%
-4,29%
Cernhe
-0,48%
7,90%
7,16%
2,41%
Certaja
-3,14%
-7,70%
-6,29%
-10,63%
Certel
5,16%
7,28%
6,51%
5,13%
Cooperluz
0,42%
7,07%
6,42%
1,57%
Coprel
3,73%
-3,08%
-0,03%
-8,00%
Creluz
8,45%
11,21%
10,54%
6,77%
Creral
7,93%
15,17%
11,31%
9,09%
Cerfox
10,69%
13,38%
12,99%
8,01%
Certhil
5,88%
12,12%
8,84%
5,77%
Castro Dis
15,79%
22,08%
18,53%
14,83%
Celetro
18,00%
20,13%
19,70%
14,99%
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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fizeram a mesma solicitação, em razão disso foram adotadas as tarifas de base econômica da 
principal supridora (RGE Sul). 
 
13. 
O efeito médio decorre:  
 
i. 
da atualização dos itens de custos das Parcelas A e B, calculado conforme contrato 
de permissão; 
ii. 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual cálculo tarifário 
para compensação nos 12 meses subsequentes; e 
iii. 
da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que vigoraram até a data deste em processamento. 
  
14. 
A Tabela 3 mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio de cada 
permissionária. 
 
Tabela 3. Efeito por Itens de custos  
 
 
15. 
Observa-se na tabela 3, que os aumentos tarifários da Ceral Dis e da Castro Dis foram 
causados, principalmente, pelos custos de transporte e de energia. Isso ocorreu devido aumento 
das tarifas de suprimento da Copel Dis que variaram cerca de 16%, tanto as tarifas de energia quanto 
as tarifas de uso. Este aumento impediu a redução dos descontos tarifários que as permissionárias 
ainda possuem.  
 
16. 
Desde o último Reajuste Tarifário de 2020 são considerados no cálculo tarifário da 
Certaja e da Coprel, os contratos de energia com realizados por meio de chamada pública, sendo 
que, em 2020, considerou-se 6 meses de contrato, pois as vigências começavam em janeiro/2021. 
Itens de Custo
Ceral Dis
Ceriluz
Ceris
Cermissões
Cernhe
Certaja
Celetro
Certel
Cooperluz
Coprel
Creluz
Creral
Cerfox
Certhil
Castro Dis
Encargos Setoriais
0,86%
4,04%
0,68%
0,91%
0,48%
0,75%
0,59%
4,46%
1,03%
0,78%
4,87%
1,05%
0,52%
1,08%
1,08%
CDE
0,47%
0,35%
0,39%
0,33%
0,27%
0,34%
0,34%
0,47%
0,36%
0,36%
0,32%
0,32%
0,29%
0,34%
0,58%
CDE Conta Covid
0,00%
2,45%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
3,00%
0,00%
0,00%
3,64%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
ESS/EER
0,00%
0,90%
0,00%
0,35%
0,00%
0,16%
0,00%
0,58%
0,40%
0,07%
0,67%
0,43%
0,00%
0,41%
0,00%
Proinfa
0,37%
0,32%
0,26%
0,24%
0,19%
0,27%
0,23%
0,39%
0,24%
0,34%
0,25%
0,29%
0,21%
0,32%
0,50%
TFSEE
0,02%
0,02%
0,03%
-0,01%
0,01%
-0,03%
0,02%
0,02%
0,03%
0,01%
0,00%
0,02%
0,01%
0,01%
0,00%
Transporte
3,15%
0,83%
0,40%
2,02%
-2,72%
0,85%
4,29%
-3,23%
-1,06%
0,10%
2,02%
3,55%
2,64%
3,17%
3,05%
Rede Básica
0,00%
-0,30%
0,00%
-0,17%
0,00%
0,03%
0,00%
2,58%
0,17%
-0,28%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Rede Básica Fronteira
0,00%
-0,88%
0,00%
0,08%
0,00%
-0,08%
0,00%
0,57%
0,23%
-0,58%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Conexão
0,00%
-0,29%
0,00%
0,00%
0,00%
0,04%
0,00%
-0,16%
0,00%
-0,39%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Uso do sistema de distribuição
3,15%
2,30%
0,40%
2,11%
-2,72%
0,87%
4,29%
-6,23%
-1,45%
1,35%
2,02%
3,55%
2,64%
3,17%
3,05%
Compra de Energia
7,13%
-10,39%
3,88%
-5,61%
3,71%
-6,19%
3,64%
-2,55%
-7,92%
-5,18%
-6,10%
-4,72%
1,61%
-4,85%
8,24%
Parcela A
11,14%
-5,52%
4,96%
-2,68%
1,47%
-4,59%
8,51%
-1,32%
-7,94%
-4,30%
0,79%
-0,12%
4,77%
-0,60%
12,37%
Parcela B
3,91%
2,19%
6,99%
-0,83%
1,02%
0,56%
8,00%
2,95%
6,84%
1,37%
-0,55%
4,77%
1,32%
2,90%
0,07%
Total Econômico
15,05%
-3,34%
11,95%
-3,51%
2,49%
-4,03%
16,51%
1,63%
-1,10%
-2,93%
0,25%
4,65%
6,09%
2,29%
12,44%
Repasse de PIS COFINS
3,32%
3,08%
1,23%
2,62%
2,26%
1,53%
1,97%
3,47%
2,38%
1,97%
2,94%
3,52%
2,80%
3,52%
4,32%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,68%
-0,27%
-0,22%
-0,15%
-1,59%
-0,30%
-0,24%
-0,40%
-0,42%
-0,11%
-0,22%
-0,58%
-0,49%
-1,00%
-1,80%
Compensação DIC FIC
-0,07%
-0,01%
-1,34%
-0,17%
-0,12%
-0,29%
-0,04%
-0,02%
-0,13%
-0,15%
-0,27%
-0,20%
-0,89%
-0,79%
-0,08%
Subvenção Baixa Densidade de Carga
-8,91%
-18,61%
-19,51%
-24,87%
-41,38%
-26,56%
-36,03%
-7,51%
-38,93%
-24,45%
-21,74%
-18,57%
-34,31%
-22,77%
0,00%
Retenção de Adicional de Bandeiras Tarif.
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Ajuste CUST RB - PIS/COFINS
0,00%
0,65%
0,00%
0,26%
0,00%
0,40%
0,00%
0,59%
0,50%
0,31%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Crédito Pis Cofins
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-1,30%
-1,96%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
COVID Parcela B
0,00%
-5,43%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-2,83%
0,00%
0,00%
-3,55%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Previsão Risco Hidrológico
0,00%
2,64%
0,00%
1,19%
0,00%
3,20%
0,00%
1,95%
1,35%
3,40%
2,31%
1,44%
0,00%
1,46%
0,00%
Reversão da Previsão de Risco Hidorlógico
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-1,34%
0,00%
0,00%
0,00%
-1,62%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Reversão Diferimento de Energia
0,00%
3,31%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Diferimento Pis Cofins
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-1,97%
0,00%
1,22%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Efeito COVID da Supridora
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-0,36%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Total Financeiro
-6,34%
-14,66%
-19,84%
-21,12%
-40,83%
-23,37%
-36,31%
-5,10%
-34,03%
-21,95%
-22,50%
-14,39%
-32,90%
-19,58%
2,44%
Retirada dos Finan. do Ano Anterior e 
alteração dos descontos na tarifa.
14,60%
34,33%
22,13%
26,35%
45,50%
21,11%
39,50%
9,98%
41,55%
24,85%
32,79%
21,05%
39,80%
26,13%
3,65%
Efeito Médio
23,31%
13,03%
14,24%
1,72%
7,16%
-6,29%
19,70%
6,51%
6,42%
-0,03%
10,54%
11,31%
12,99%
8,84%
18,53%
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Já no cálculo em questão, os contratos foram considerados por todo o período de referência. Este 
fato proporcionou uma redução tarifária de -5,18% nas tarifas da Coprel e de -6,19% nas tarifas 
Certaja. 
 
17. 
A partir desse processo tarifário, no cálculo das permissionárias Certaja, Coprel, 
Ceriluz, Creluz, Cermissões, Certel, Cooperluz, Creral também serão considerados os contratos de 
realizados por meio de chamada pública. A substituição dos contratos de suprimento por esses 
permitiu uma redução média nos custos tarifário das permissionárias de -17,64% e uma redução 
tarifária média de -5,95%, a tabela a seguir mostra esses efeitos. 
 
Tabela 4 - Impacto nos cálculos tarifários dos Contratos de Energia no ACL 
 
 
18. 
Ainda, em relação aos custos de energia, destaca-se a variação na tarifa de 
suprimento da Enel SP, que variaram 21,47%, reproduzindo um impacto no reajuste da Ceris de 
3,88%. 
 
19. 
Por fim destacam-se, o aumento da Parcela B na Ceris, na Celetro e na Cooperluz com 
impacto de 6,99%, 8,00% e 6,84% respectivamente. Isso deve-se aos pleitos de Parcela B, que 
proporcionaram um aumento na Parcela B dessas permissionárias de: 11,85%, 15,76 e 14,74%, 
respectivamente. 
 
20. 
O Gráfico 1 mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da Receita 
das permissionárias. 
 
Permissionária
Variação
Efeito
Coprel
-16,30%
-5,18%
Certaja
-19,94%
-6,19%
Ceriluz
-29,54%
-10,39%
Creluz
-22,33%
-6,10%
Cermissões
-15,92%
-5,61%
Certel
-6,61%
-2,55%
Cooperluz
-20,06%
-7,92%
Creral
-13,77%
-4,72%
Certhil 
-14,28%
-4,85%
Média
-17,64%
-5,95%
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Gráfico 1. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida 
 
 
 
21. 
O Gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita das 
distribuidoras com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais declaradas no SAMP.  
 
Gráfico 2. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida com tributos 
 
 
41,6%
25,7%
19,1%
30,7%
30,7%
25,9%
35,4%
31,9%
27,4%
21,2%
28,2%
30,0%
28,5%
49,9%
17,5%
15,8%
13,3%
14,0%
10,6%
10,3%
6,8%
5,0%
15,3%
16,8%
16,6%
14,3%
17,9%
19,7%
11,5%
15,0%
8,7%
9,4%
7,3%
11,5%
17,2%
9,5%
13,3%
13,4%
10,1%
7,6%
11,3%
15,6%
29,4%
43,5%
59,0%
46,0%
51,4%
52,3%
40,7%
53,6%
44,0%
48,6%
45,1%
48,2%
42,4%
14,9%
Ceral Dis
Ceriluz
Ceris
Cermissões
Cernhe
Certaja
Certel
Cooperluz
Coprel
Creluz-D
Creral
Cerfox
Certhil
Castro Dis
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
34,9%
21,2%
15,0%
24,9%
26,8%
20,6%
26,7%
26,3%
22,6%
16,9%
23,6%
24,4%
23,3%
40,7%
14,7%
13,1%
10,5%
11,4%
9,3%
8,2%
5,1%
4,1%
12,6%
13,4%
13,9%
11,6%
14,7%
16,0%
9,6%
12,4%
6,8%
7,6%
6,3%
9,2%
12,9%
7,9%
11,0%
10,7%
8,4%
6,2%
9,2%
12,7%
24,7%
35,9%
46,4%
37,3%
44,8%
41,5%
30,7%
44,2%
36,3%
38,8%
37,6%
39,3%
34,7%
12,1%
1,9%
0,8%
2,1%
1,3%
1,2%
0,8%
1,7%
2,3%
0,8%
1,8%
0,0%
0,4%
1,0%
0,2%
14,3%
16,6%
19,2%
17,4%
11,6%
19,8%
22,8%
15,3%
16,8%
18,2%
16,5%
18,0%
17,1%
18,2%
Ceral Dis
Ceriluz
Ceris
Cermissões
Cernhe
Certaja
Certel
Cooperluz
Coprel
Creluz-D
Creral
Cerfox
Certhil
Castro Dis
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
PIS/COFINS
ICMS
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22. 
A título de informação, apresenta-se, no gráfico a seguir, a comparação entre a tarifa 
residencial B1 das permissionárias aqui calculadas e as principais supridoras. 
 
Gráfico 3. Comparação das tarifas residenciais B1 com a principal supridora 
 
 
 
III.1. Do Cálculo Tarifário 
 
III.1.1 Período de Referência  
 
23. 
O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias, 
ora em análise, é de julho de 2020 a junho de 2021. 
 
 
III.1.2 Receita de Referência (RA) 
 
24. 
No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram utilizados os dados de 
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
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Econômica – SAMP para o período de referência e as tarifas homologadas no processo tarifário 
anterior. A tabela 5 apresenta o valor final da Receita de Referência (RA) por permissionária.  
 
Tabela 5 - Receita de Referência 
 
 
III.1.3. Encargos Setoriais   
 
25. 
Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria1. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a permissionária. Os encargos são: 
 
i. 
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;  
ii. 
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; 
iii. 
CDE- Conta Covid; 
iv. 
 Encargo de Serviços de Sistema -ESS e Encargo de Energia de reserva – ERR; e 
v. 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa.  
 
26. 
A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE é 
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período 
 
 
1 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: PRORET Submodulo 5.5. 
  - CDE: Resolução Homologatória no 2.864/2021. 
  - Proinfa: Resolução Homologatória n° 2.815/2020. 
Permissionária
Forneciment
o (MWh)
Consum. 
Livres
Energia Total 
(MWh)
Receita (R$)
Número de 
Consumidores
Ceral Dis
29.993
          
-
         
29.993
         
15.394.456,90
        
1.052
                 
Ceriluz
137.148
        
13.515
  
163.718
      
89.860.145,37
        
14.389
              
Ceris
16.633
          
-
         
16.633
         
12.048.577,63
        
6.348
                 
Cermissões
134.569
        
-
         
134.569
      
104.713.280,89
     
27.211
              
Cernhe
23.068
          
-
         
23.068
         
22.272.808,85
        
4.432
                 
Certaja
106.794
        
6.933
    
113.727
      
76.749.970,44
        
24.965
              
Certel
434.426
        
1.538
    
435.964
      
211.813.900,59
     
69.468
              
Cooperluz
70.307
          
-
         
70.307
         
54.914.900,64
        
16.373
              
Coprel
406.870
        
61.181
  
468.050
      
262.767.238,10
     
55.494
              
Creluz
113.679
        
-
         
113.679
      
85.457.793,38
        
24.386
              
Creral
71.700
          
-
         
71.700
         
47.332.132,28
        
7.703
                 
Cerfox
62.176
          
2.136
    
64.312
         
56.061.705,76
        
15.934
              
Certhil
59.169
          
12.894
  
72.063
         
42.879.249,69
        
8.407
                 
Castro Dis
47.893
          
-
         
47.893
         
17.905.674,42
        
2.211
                 
Celetro
86.135
          
-
         
86.135
         
72.790.491,75
        
56.214
              
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de referência, pelos custos da CDE (R$/MWh), por nível de tensão, descontados os montantes das 
unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda. 
 
27. 
A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa é calculada pela 
multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período de referência, 
descontando os valores da Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do Proinfa (R$/MWh).  
 
28. 
Os ESS e EER ocorrem para as empresas que possuem contratos de energia no ACL. 
Isso ocorre para: Ceriluz, Certaja, Certel, Cooperluz, Coprel, Creluz, Creral, Certhil e Cermissões.  
 
29. 
A tabela 6 a seguir mostra os encargos setoriais considerados nos cálculos tarifários: 
 
Tabela 6 – Encargos Setoriais 
 
 
 
III.1.4. Compra de Energia 
 
30. 
A energia requerida é obtida a partir do mercado faturado de venda da 
permissionária acrescido das perdas regulatórias. Para o cálculo da despesa com energia comprada 
para revenda, apura-se a energia requerida para atendimento do mercado de referência e a tarifa 
média de energia. 
 
31. 
Conforme estabelece o PRORET 8.4, as permissionárias poderão encaminhar pleito 
de perdas, limitado ao valor realizado nos últimos 12 meses. Caso essa informação não seja 
Permissionária
TFSEE
CDE
CDE Conta Covid
ESS/EER
PROINFA
Encargo Total
Ceral Dis
 24.160,29
 1.724.484,71
 -
 -
 279.480,35
 2.028.125,34
Ceriluz
 184.177,52
 8.410.306,49
 2.202.975,46
 805.299,27
 1.402.675,69
 13.005.434,43
Ceris
 36.574,64
 979.868,32
 -
 -
 152.520,16
 1.168.963,12
Cermissões
 219.625,82
 7.642.650,50
 -
 363.200,10
 1.233.168,84
 9.458.645,25
Cernhe
 70.230,50
 1.375.735,75
 -
 -
 214.670,03
 1.660.636,28
Certaja
 166.389,64
 6.440.461,13
 -
 851.967,65
 1.044.139,63
 8.502.958,05
Certel
 448.320,27
 24.866.757,67
 6.350.526,41
 1.237.876,58
 4.048.042,55
 36.951.523,48
Cooperluz
 130.406,51
 4.170.764,56
 -
 220.720,39
 653.303,66
 5.175.195,12
Coprel
 534.654,03
 26.149.619,59
 -
 2.995.004,47
 4.357.787,40
 34.037.065,48
Creluz
 203.539,89
 6.566.019,71
 3.110.206,14
 573.456,61
 1.049.131,55
 11.502.353,89
Creral
 108.896,21
 4.001.718,29
 -
 202.527,49
 667.915,43
 4.981.057,41
Cerfox
 131.134,69
 3.787.844,66
 -
 -
 597.545,19
 4.516.524,54
Certhil
 93.341,64
 3.998.167,55
 -
 176.781,63
 669.860,85
 4.938.151,67
Castro Dis
 14.048,47
 2.678.381,05
 -
 -
 444.116,52
 3.136.546,04
Celetro
 197.673,65
 5.059.594,82
 -
 -
 800.079,29
 6.057.347,75
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Fls. 10 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
encaminhada, a ANEEL utilizaria o percentual do último processo tarifário2. A Tabela 7 a seguir 
mostra o cálculo da energia requerida. 
 
Tabela 7 – Energia Requerida 
 
* perdas regulatórias sobre a energia injetada. 
 
32. 
A tarifa média de compra de energia é calculada com base 
 
a) 
nos contratos de suprimento de energia associadas aos percentuais de 
descontos; 
b) 
nas compras de energia feitas por chamada pública (quando houver); 
c) 
Compras obrigatórias por Lei: Angra e Contratos de Cotas de Garantia Física – 
CCGF (Lei 12.783/2013) nos casos que a permissionária compra energia por meio 
de Leilão (quando houver);3 
d) 
nos montantes de PROINFA, os quais são valorados a custo zero; e 
e) 
de Geração Própria (quando aplicável). 
 
33. 
Relata-se sobre os contratos realizados por meio de Chamada publica pelas 
permissionárias listadas na Tabela a seguir. Estes contratos substituíram os contrato de suprimento 
 
 
2 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do PRORET. 
3 Conforme Parecer 128/2020/PFANEEL-PGF-AGU, SIC : 48516.001214/2020-00, de 13 de maio de 2020, as 
permissionárias não se incluem como cotistas de Itaipu. 
Permissionária
Fornecimento + 
Suprimento 
(MWh)
Perdas 
Regulatórias 
(%)
Perdas 
Regulatórias 
(MWh)
Energia 
Requerida 
(MWh)
Ceral Dis
 29.992,73
6,79%
 2.185,51
 32.178,24
Ceriluz
 137.148,40
6,90%
 10.164,75
 147.313,15
Ceris
 16.632,75
18,48%
 3.770,09
 20.402,84
Cermissões
 134.568,59
12,09%
 18.506,82
 153.075,41
Cernhe
 23.067,87
6,52%
 1.608,44
 24.676,31
Certaja
 106.793,59
8,61%
 13.550,76
 120.344,35
Certel
 434.426,18
4,73%
 21.588,07
 456.014,25
Cooperluz
 70.306,72
13,56%
 11.250,65
 81.557,36
Coprel
 406.869,52
7,81%
 46.893,47
 453.763,00
Creluz
 113.678,54
5,95%
 7.186,39
 120.864,94
Creral
 71.700,30
6,17%
 4.715,00
 76.415,30
Cerfox
 62.176,01
12,28%
 8.706,84
 70.882,85
Certhil
 59.168,59
4,11%
 2.536,62
 61.705,21
Castro Dis
 47.892,58
5,77%
 2.930,69
 50.823,27
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Fls. 11 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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que possuíam preços mais elevados4. 
Tabela 8 – Compra de Energia em chamada Pública 
 
 
 
34. 
A Tabela a seguir resume a compra de energia para as permissionárias, considerando 
o montante com glosa. 
 
35. 
A tabela 9 resume o cálculo dos custos de energia. 
 
Tabela 9. Custos com Compra de Energia 
 
 
 
4 Conforme Memorando 119/2021-SRM/ANEEL, de 06/07/2021. SIC:48580.0000523/2021-00 
Permissionária
Vendedor
Montante 
Contratado
Preço
Despacho 
ANEEL
Inicio de Vigência
Certaja
Electra 
Comercializadora
30.240,00
      
153,14
R$              
457/2021
01/01/2021
Coprel
Electra 
Comercializadora
161.280,00
   
152,48
R$              
1.313/2020
01/01/2021
Cermissões
Electra 
Comercializadora
42.136,80
      
142,05
R$              
3.256/2020
01/01/2022
Ceriluz
Electra 
Comercializadora
91.542,00
      
150,47
R$              
2.719/2020
01/08/2021
Creluz
Copel 
Comercializadora
88.440,00
      
152,20
R$              
421/2021
01/08/2021
Certel
Electra 
Comercializadora
160.728,00
   
145,07
R$              
3.578/2020
01/01./2022
Cooperluz
Electra 
Comercializadora
32.580,00
      
146,41
R$              
3.256/2020
01/01./2022
Creral
Electra 
Comercializadora
28.470,00
      
145,67
R$              
3.256/2020
01/01./2022
Certhil 
Electra 
Comercializadora
15.204,00
      
146,41
R$              
3.256/2020
01/01./2022
Permissionária
Geração Própria 
(MWh)
Angra
CCGF
Proinfa 
(MWh)
Leilão de 
compras
Suprimento 
(MWh)
Compra de 
Energia 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Despesa (R$)
Ceral Dis
 -
 -
 -
 559,47
 31.618,77
 32.178,24
 228,91
 7.365.897,72
Ceriluz
 -
 4.881,26
 34.832,03
 2.861,92
 12.377,24
 92.360,69
 147.313,15
 151,25
 22.281.523,62
Ceris
 -
 -
 -
 304,48
 20.098,36
 20.402,84
 126,18
 2.574.404,23
Cermissões
 13.872,64
 2.339,75
 21.622,06
 2.580,62
 47.234,86
 65.425,47
 153.075,41
 202,60
 31.013.013,34
Cernhe
 -
 -
 -
 354,88
 24.321,42
 24.676,31
 284,28
 7.015.027,91
Certaja
-
                               
4.235,02
        
30.870,20
             
2.055,42
        
77.961,09
           
 5.222,61
 120.344,35
 158,57
 19.083.416,94
Certel
 15,26
 8.040,78
 62.449,95
 8.006,97
 161.205,55
 216.295,74
 456.014,25
 166,95
 76.133.833,52
Cooperluz
 -
 1.189,88
 10.568,71
 1.301,62
 30.679,64
 37.817,50
 81.557,36
 212,38
 17.321.394,50
Coprel
 -
 17.469,70
 128.889,49
 8.965,47
 183.473,12
 114.965,21
 453.763,00
 154,08
 69.917.130,47
Creluz
 -
 3.143,91
 27.273,51
 2.043,45
 79.062,14
 9.341,92
 120.864,94
 150,15
 18.147.509,87
Creral
 -
 1.158,58
 10.099,37
 1.333,24
 27.843,58
 35.980,52
 76.415,30
 183,12
 13.992.854,36
Cerfox
 -
 -
 -
 1.129,14
 69.753,71
 70.882,85
 251,42
 17.821.618,08
Certhil
 -
 2.003,80
 13.615,99
 1.268,32
 20.724,41
 24.092,69
 61.705,21
 202,33
 12.484.550,43
Castro Dis
 -
 -
 -
 835,20
 49.988,07
 50.823,27
 197,54
 10.039.698,62
Celetro
 -
 -
 -
 1.915,10
 94.961,67
 96.876,77
 245,89
 23.820.611,08
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Fls. 12 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
36. 
De acordo com a Lei 13.360/2016, os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de 
distribuição e transmissão (TUSD) e nas tarifas de energia (TE) concedidos às cooperativas de 
eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, serão reduzidos até a sua extinção. A 
avaliação dessa redução ocorre em cada processo tarifário, respeitado o efeito médio final a 10% 
(dez por cento). Os descontos vigentes não são alterados quando observados efeitos médios 
superiores à 10%. 
 
37. 
A tabela 10 elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de 
energia.  
Tabela 10. Descontos e tarifas de suprimento  
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Fls. 13 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
 
 
38. 
Destaca-se que em razão dos elevados efeitos tarifários esse ano, só foi possível a 
redução dos descontos tarifários para Certel (35,73% para 32,97%) e para Certhil ( 12,73% para 0%). 
 
III.1.5 Custos de Transporte 
 
39. 
Os custos de transporte são compostos pelos custos: 
 
i. 
Rede Básica, composta pelos custos de Rede Básica Sistêmica, de Rede Básica de 
Permissionári
a
Supridora
Nível de 
Tensão
Desconto 
Anterior
Desconto 
Atual
Tarifa com 
desconto
REH Supridora
Ceral Dis
Copel
A3a
23,26%
23,26%
232,96
              
REH 2.886/2021
Ceral Dis
Copel
A4
23,26%
23,26%
232,96
              
REH 2.886/2021
Ceriluz
RGE SUL
A3
21,32%
21,32%
233,77
              
REH 2.880/2021
Ceriluz
RGE SUL
A4
21,32%
21,32%
233,77
              
REH 2.880/2021
Ceriluz
RGE SUL
BT
21,32%
21,32%
233,77
              
REH 2.880/2021
Ceris
ENEL SP
A4
58,15%
58,15%
128,09
              
REH 2.890/2021
Cermissões
RGE SUL
A3
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Cermissões
RGE SUL
A4
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Cermissões
RGE SUL
BT
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Cernhe
ESS
A4
0,00%
0,00%
288,43
              
REH 2.893/2021
Certaja
RGE SUL
A3
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Certaja
RGE SUL
A4
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Certaja
CEEE
A4
0,00%
0,00%
265,94
              
REH 2.798/2020
Certel
RGE SUL
A3
35,73%
32,97%
199,16
              
REH 2.880/2021
Certel
RGE SUL
A4
35,73%
32,97%
199,16
              
REH 2.880/2021
Cooperluz
RGE SUL
A3
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Cooperluz
RGE SUL
A3
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Coprel
RGE SUL
A2
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Coprel
RGE SUL
A3
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Coprel
RGE SUL
A4
0,00%
0,00%
297,12
              
REH 2.880/2021
Creluz
RGE SUL
A2
28,50%
28,50%
212,44
              
REH 2.880/2021
Creluz
RGE SUL
A4
28,50%
28,50%
212,44
              
REH 2.880/2021
Creral
RGE SUL
A4
21,40%
21,40%
233,54
              
REH 2.880/2021
Creral
RGE SUL
BT
2,07%
2,07%
290,97
              
REH 2.880/2021
Cerfox
RGE SUL
A4
14,01%
14,01%
255,49
              
REH 2.880/2021
Certhil
RGE SUL
A4
12,73%
0,00%
302,17
              
REH 2.880/2021
Castro Dis
Copel 
A3a
33,84%
33,84%
200,84
              
REH 2.886/2021
Castro Dis
Copel 
A4
33,84%
33,84%
200,84
              
REH 2.886/2021
Celetro
RGE Sul
A4
14,26%
14,26%
254,75
              
REH 2.880/2021
Celetro
Nova Palma
A4
14,26%
14,26%
185,16
              
REH 2.900/2021
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Permissionári Nível de Desconto Desconto Tarifa com
Supridora REH Supridora
a Tensão Anterior Atual desconto          
Ceral Dis Copel A3a 23,26% 23,26% 232,96 REH 2.886/2021
Ceral Dis Copel A4 23,26% 23,26% 232,96 REH 2.886/2021          
Ceriluz RGE SUL A3 21,32% 21,32% 233,77 REH 2.880/2021
Ceriluz RGE SUL A4 21,32% 21,32% 233,77 REH 2.880/2021
Ceriluz RGE SUL BT 21,32% 21,32% 233,77 REH 2.880/2021          
Ceris ENEL SP A4 58,15% 58,15% 128,09 REH 2.890/2021          
Cermissões RGE SUL A3 0,00%
Cermissões RGE SUL A4 0,00%
Cermissões RGE SUL BT 0,00%      0,00%
0,00%
0,00%  297,12
297,12
297,12  REH 2.880/2021
REH 2.880/2021
REH 2.880/2021
Cernhe ESS A4 0,00% 0,00% 288,43 REH 2.893/2021          
Certaja RGE SUL A3 0,00% 0,00% 297,12 REH 2.880/2021
Certaja RGE SUL A4 0,00% 0,00% 297,12 REH 2.880/2021
Certaja CEEE A4 0,00% 0,00% 265,94 REH 2.798/2020          
Certel RGE SUL A3 35,73% 32,97% 199,16 REH 2.880/2021
Certel RGE SUL A4 35,73% 32,97% 199,16 REH 2.880/2021          
Cooperluz
Cooperluz  RGE SUL  A3 0,00% 0,00% 297,12 REH 2.880/2021
A3 0,00% 0,00% 297,12 REH 2.880/2021      
  RGE SUL        
Coprel RGE SUL A2 0,00% 0,00% 297,12 REH 2.880/2021
Coprel RGE SUL A3 0,00% 0,00% 297,12 REH 2.880/2021
Coprel RGE SUL A4 0,00% 0,00% 297,12 REH 2.880/2021          
Creluz
Creluz  RGE SUL  A2 28,50% 28,50% 212,44 REH 2.880/2021
A4 28,50% 28,50% 212,44 REH 2.880/2021      
  RGE SUL        
Creral RGE SUL A4 21,40% 21,40% 233,54 REH 2.880/2021
Creral RGE SUL BT 2,07% 2,07% 290,97 REH 2.880/2021          
Cerfox RGE SUL A4 14,01% 14,01% 255,49 REH 2.880/2021          
Certhil RGE SUL A4 12,73% 0,00% 302,17 REH 2.880/2021          
Castro Dis Copel A3a 33,84% 33,84% 200,84 REH 2.886/2021
Castro Dis Copel A4 33,84% 33,84% 200,84 REH 2.886/2021          
Celetro RGE Sul A4 14,26% 14,26% 254,75 REH 2.880/2021
Celetro Nova Palma A4 14,26% 14,26% 185,16 REH 2.900/2021          
RGE SUL
RGE SUL
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Fronteira e de Conexão à Transmissão (DIT) 
ii. 
Uso do Sistema de Distribuição - CUSD 
 
40. 
Os custos referentes ao Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) referem-se aos 
valores pagos pelas permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras 
concessionárias e/ou permissionárias. A tabela 11 demonstra o custo de transporte de energia de 
cada permissionária. 
 
Tabela 11. Custos de Transporte de Energia 
 
 
41. 
Para a obtenção dos custos referentes ao CUSD, multiplicam-se os montantes de 
demanda e energia constantes nas faturas de suprimento pelas respectivas tarifas de suprimento5. 
A Tabela 10 elenca tarifas de suprimento relativas ao CUSD.  
 
 
 
5 Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras. 
Permission
ária
Rede Básica
Rede Básica 
Fronteira
Conexão 
Transmissão
CUSD
Custos com 
Transporte
Ceral Dis
 -
 -
 -
 3.107.044,11
 3.107.044,11
Ceriluz
 1.966.646,00
 2.467.291,00
 1.166.123,54
 8.155.434,43
 13.755.494,97
Ceris
 -
 -
 -
 1.791.532,74
 1.791.532,74
Cermissões
 1.372.109,93
 905.337,38
 -
 11.861.164,65
 14.138.611,96
Cernhe
 -
 -
 -
 2.425.453,56
 2.425.453,56
Certaja
 2.413.084,80
 732.638,40
 344.228,01
 4.079.122,28
 7.569.073,49
Certel
 10.280.640,00
 2.211.840,00
 1.040.839,98
 1.022.385,35
 14.555.705,33
Cooperluz
 1.987.063,20
 669.711,60
 -
 58.690,68
 2.715.465,48
Coprel
 3.940.116,00
 3.062.535,60
 255.003,85
 31.653.573,47
 38.911.228,92
Creluz
 -
 -
 -
 14.389.026,78
 14.389.026,78
Creral
 -
 -
 -
 8.234.296,69
 8.234.296,69
Cerfox
 -
 -
 -
 8.494.493,73
 8.494.493,73
Certhil
 -
 -
 -
 7.852.703,94
 7.852.703,94
Castro Dis
 -
 -
 -
 3.959.481,19
 3.959.481,19
Celetro
 -
 -
 -
 12.160.512,80
 12.160.512,80
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Tabela 10. Descontos e tarifas de suprimento relativas ao CUSD6 
 
 
III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do PRORET 
 
42. 
A metodologia prevê que as permissionárias apresentem o pleito relativo aos custos 
de Parcela B, sendo este valor limitado ao definido no Despacho nº 612/2021 e observada sua regra 
 
 
 
Permissionária
Supridora
Nível de 
Tensão
TUSD KW 
Ponta
TUSD KW 
Fora Ponta
TUSD 
MWh
REH Supridora
Ceral Dis
Copel
A4
21,92
12,85
9,81
REH 2.886/2021
Ceral Dis
Copel
A3a
21,92
12,85
9,81
REH 2.886/2021
Ceriluz
RGE SUL
A3
15,71
13,26
6,03
REH 2.880/2021
Ceriluz
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Ceriluz
RGE SUL
BT
218,97
REH 2.880/2021
Ceris
ENEL SP
A4
16,70
11,37
4,03
REH 2.890/2021
Cermissões
RGE SUL
A3
15,71
13,26
6,03
REH 2.880/2021
Cermissões
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Cermissões
RGE SUL
BT
218,97
REH 2.880/2021
Cernhe
ESS
A4
17,34
10,44
12,44
REH 2.893/2021
Certaja
RGE SUL
A3
15,71
13,26
6,03
REH 2.880/2021
Certaja
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Certaja
CEEE
A4
28,01
16,50
8,05
REH 2.798/2020
Certel
RGE SUL
A3
15,71
13,26
6,03
REH 2.880/2021
Certel
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Cooperluz
RGE SUL
A3
15,71
13,26
6,03
REH 2.880/2021
Cooperluz
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Coprel
RGE SUL
A2
9,77
9,57
4,53
REH 2.880/2021
Coprel
RGE SUL
A3
15,71
13,26
6,03
REH 2.880/2021
Coprel
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Creluz
RGE SUL
A2
9,77
9,57
4,53
REH 2.880/2021
Creluz
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Creral
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Creral
RGE SUL
BT
218,97
REH 2.880/2021
Cerfox
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Certhil
RGE SUL
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Castro Dis
Copel 
A3a
21,92
12,85
       
9,81
          
REH 2.886/2021
Castro Dis
Copel 
A4
21,92
12,85
       
9,81
          
REH 2.886/2021
Celetro
RGE Sul
A4
22,72
16,74
13,31
REH 2.880/2021
Celetro
Nova Palma
A4
23,23
23,37
12,96
REH 2.900/2021
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de atualização7. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último 
processo tarifário. 
 
43. 
A tabela 12 apresenta o valor de Parcela B solicitado pelas permissionárias e o 
efetivamente considerado para a permissionária.  
 
Tabela 12. Custos de Parcela B 
 
 
 
 
III.1.7 Componentes Financeiros 
 
44. 
Os componentes financeiros presentes nestes processos tarifários são decorrentes 
dos seguintes ajustes financeiros, apresentados na Tabela 13:  
 
i. 
Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso do sistema de distribuição; 
ii. 
Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A;  
iii. 
Repasse para compensação por descontinuidade;  
iv. 
Subvenção Baixa Densidade de Carga;  
v. 
Retenção adicional de Bandeiras Tarifarias;  
vi. 
Postergação Conta Covid; 
vii. 
Financeiro referente aos efeitos da Conta-Covid na tarifa de suprimento;  
viii. 
Previsão de risco hidrológico;  
ix. 
Reversão da Previsão de Risco Hidrológico;  
 
 
7 Regra definida no Submódulo 8.4 do PRORET. 
Permissionária
Investimentos
Operação e 
Mauntenção
Pleito Parcela B 
Limite Parcela B
Parcela B 
Considerada
Diferença em 
relação ao limite
Ceral Dis
 2.021.405,67
 3.188.674,88
 5.210.080,55
 5.210.083,73
 5.210.080,55
0,0%
Ceriluz
 12.377.580,98
 25.442.131,56
 37.819.712,54
 37.819.712,54
 37.819.712,54
0,0%
Ceris
 2.018.518,29
 5.935.124,69
 7.953.642,98
 7.953.647,83
 7.953.642,98
0,0%
Cermissões
 26.870.914,26
 19.559.794,22
 46.430.708,48
 54.000.630,89
 46.430.708,48
16,3%
Cernhe
 4.807.664,59
 6.918.346,61
 11.726.011,20
 11.726.011,21
 11.726.011,20
0,0%
Certaja
 17.500.000,00
 21.000.000,00
 38.500.000,00
 42.205.891,66
 38.500.000,00
9,6%
Certel
 24.581.824,71
 63.043.604,09
 87.625.428,80
 88.296.106,55
 87.625.428,80
0,8%
Cooperluz
 12.600.000,00
 16.500.000,00
 29.100.000,00
 32.630.575,17
 29.100.000,00
12,1%
Coprel
 77.283.887,87
 34.919.166,94
 112.203.054,81
 112.401.613,01
 112.203.054,81
0,2%
Creluz
 19.169.227,67
 22.460.035,84
 41.629.263,51
 44.629.263,51
 41.629.263,51
7,2%
Creral
 11.628.753,17
 10.696.658,38
 22.325.411,55
 22.325.411,55
 22.325.411,55
0,0%
Cerfox
 13.261.526,48
 15.379.454,63
 28.640.981,11
 32.227.272,68
 28.640.981,11
12,5%
Certhil
 7.562.265,53
 11.025.500,00
 18.587.765,53
 18.587.765,53
 18.587.765,53
0,0%
Castro Dis
 1.956.671,54
 1.039.864,72
 2.996.536,26
 2.996.538,08
 2.996.536,26
0,0%
Celetro
 20.345.544,75
 22.422.424,79
 42.767.969,54
 42.767.969,54
 42.767.969,54
0,0%
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x. 
Crédito de Pis Cofins sobre o ICMS; 
xi. 
Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da Ren 414/2021 
Tabela 13- Componentes Financeiros 
 
 
45. 
Entre os financeiros, destaca-se a conta- covid aplicadas a Creluz, Certel e Ceriluz, as 
quais foram responsáveis por uma redução tarifária de -3,55%, -2,83% e -5,43% respectivamente. 
Relata-se ainda que nos casos da Ceriluz e da Creluz utilizou-se 100% do saldo restante na conta. Já 
para a Certel considerou-se 50% do saldo restante, em razão do seu efeito médio está abaixo das 
outras, o valor restante será considerado no processo tarifário do próximo ano para fins de 
modicidade tarifária. 
 
46. 
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro 
chamado conta-covid supridora. Durante os processos tarifários das permissionárias com 
aniversário em 30/9/2020, a diretoria da ANEEL entendeu que a redução tarifária provocada 
reversão da Conta Covid no processo tarifário da supridora não estava refletido na tarifa do 
consumidor da permissionária que teve o seu desconto reduzido. Ocorre que no cálculo da redução 
dos descontos tarifários é considerada a tarifa com efeitos da conta covid, fazendo com que a 
redução dos descontos absorva a redução tarifária produzida pela conta covid. Assim foi criado um 
financeiro de forma a compartilha com consumidor os efeitos da conta covid da supridora. 
 
47. 
A Certel e a Certhil tiveram redução do desconto na tarifa de suprimento. No caso da 
Certhil, o desconto foi retirado na sua totalidade seja considerando a tarifa da supridora com conta 
covid ou sem conta covid. Desta forma entende-se que conta-covid da supridora não impactou a 
retirada de desconto da Certhil, assim não há financeiro ser considerado. 
 
48. 
Em relação a Certel, o desconto tarifário na tarifa de suprimento passou de 35,73% 
para 32,97%. Ao calcularmos o desconto tarifário com e sem conta-covid, verificou-se que houve 
diferença no cálculo. Assim, foi calculado o financeiro de Conta- Covid supridora no valor de R$ - 
754.124,02, com impacto tarifário de -0,36%. Este mesmo valor será repassado a distribuidora por 
meio do subsídio de distribuição. 
 
49. 
Destacam-se ainda os valores de Crédito de PIS Cofins sobre o ICMS solicitados pela 
Coprel e Creluz, que solicitaram que fosse considerado em seus processos para modicidade tarifária, 
sendo que, no caso da Creluz ainda não havia sido finalizado o processo judicial. 
Permissionária
Repasse de PIS 
COFINS
Neutralidade
Comp.DIC FIC Ajuste CUST RB 
- PIS/COFINS
Subvenção Baixa 
Densidade de Carga
COVID Parcela B
Previsão de Risco 
Hidrológico
Reversão da 
Previsão de Risco 
Hidrológico
Crédito Pis 
Cofins e REN 
414/2010
Bandeiras 
Tarifárias
Diferimento 
Pis Cofins
Reversão 
Diferimento de 
Energia
Efeito COVID 
da Supridora
Total Financeiros
Ceral Dis
 511.432,47
- 104.523,59
- 11.339,91
 -
- 1.371.216,93
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
- 975.647,96
Ceriluz
 2.763.359,79
- 243.492,39
- 8.529,17
 582.395,58
- 16.723.686,88
- 4.880.985,94
 2.371.001,23
 -
- 54,54
 -
 2.970.887,74
 -
- 13.169.104,60
Ceris
 148.015,58
- 26.068,54
- 160.993,92
 -
- 2.351.222,42
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
- 2.390.269,29
Cermissões
 2.746.538,78
- 156.378,76
- 180.656,05
 274.960,84
- 26.047.149,18
 -
 1.248.163,57
 -
 -
- 44,80
 -
 -
 -
- 22.114.565,62
Cernhe
 504.356,86
- 353.780,85
- 27.563,15
 -
- 9.216.945,88
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
- 9.093.933,02
Certaja
 1.176.052,18
- 229.865,01
- 225.435,20
 305.429,85
- 20.383.708,90
 -
 2.452.358,79
- 1.031.622,24
 -
 -
 -
 -
 -
- 17.936.790,53
Certel
 7.359.681,82
- 842.934,16
- 40.583,86
 1.244.848,93
- 15.915.170,02
- 5.988.962,97
 4.136.548,58
 -
 -
- 223,06
 -
 -
- 754.124,02
- 10.800.918,75
Cooperluz
 1.309.513,98
- 231.411,42
- 69.297,57
 274.050,37
- 21.380.055,69
 -
 742.337,70
 -
 -
 -
 669.559,69
 -
- 18.685.302,93
Coprel
 5.169.766,01
- 287.392,37
- 384.549,44
 822.440,72
- 64.255.352,83
 -
 8.947.125,32
- 4.269.749,84
- 3.410.000,00
 -
 -
 -
 -
- 57.667.712,44
Creluz
 2.509.075,10
- 188.595,69
- 231.784,70
 -
- 18.581.440,79
- 3.031.163,02
 1.970.851,60
 -
- 1.672.650,62
 -
 -
 -
 -
- 19.225.708,11
Creral
 1.667.305,31
- 274.753,60
- 96.117,59
 -
- 8.787.633,23
 -
 682.236,95
 -
 -
 -
 -
 -
 -
- 6.808.962,17
Cerfox
 1.570.459,38
- 276.711,70
- 498.564,47
 -
- 19.237.421,49
 -
 -
 -
 -
- 31,03
 -
 -
 -
- 18.442.269,31
Certhil
 1.509.530,99
- 429.317,62
- 339.317,94
 -
- 9.762.419,53
 -
 625.594,77
 -
 -
 -
 -
 -
 -
- 8.395.929,34
Castro Dis
 772.917,59
- 323.129,60
- 13.551,07
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 436.236,92
Celetro
 1.436.638,05
- 173.637,05
- 31.253,59
 -
- 26.222.971,89
 -
 -
 -
 -
 -
- 1.436.638,05
 -
 -
- 26.427.862,54
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Fls. 18 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
 
50. 
Por fim destaca-se que a Celetro solicitou que os valores do financeiro pis/cofins 
fossem diferidos em prol da modicidade tarifária, no valor total de R$-1.436.638,05. Este valor será 
considerado no próximo atualizado pelo IPCA. 
 
Pleitos Financeiros de Energia 
 
51. 
A Certaja e a Coprel solicitaram que fossem incluídos componentes financeiros que 
compensem as diferenças não previstas no processo tarifário com custos com o encargo ESS-EER e 
com a compra de energia causados pelos novos contratos das permissionárias no Ambiente Livre, 
assim como acontece para as concessionárias de distribuição. 
 
52. 
Entende-se que os novos contratos energia firmados pelas permissionárias tem por 
objetivo a redução dos custos com energia em benefício do consumidor, bem como os financeiros 
solicitados têm almejam a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da permissão. Porém é 
necessário a realização de um debate em consulta pública para estabelecer a adequada métrica de 
cálculo desses financeiros, de forma que sejam adequados a realidade de uma permissionária. 
Nesse sentido a ANEEL em breve deve abrir uma consulta pública para discutir esse assunto. Uma 
vez estabelecida a nova regulamentação, os valores serão calculados de forma retroativa a 
existência dos novos contratos. 
 
III.1.8 Subvenção CDE  
 
53. 
A Subvenção CDE representa os valores mensais de subsídio relativos aos descontos 
tarifários a serem repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE às 
distribuidoras no período de competência de julho de 2021 a junho de 20228. Contempla também, 
o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de julho de 2020 a 
junho de 2021. 
 
54. 
Destaca-se que ao valor do ajuste de subsídio da Certaja, foi somado a correção 
referente ao ajuste do subsídio do ano anterior. Esta correção ocorreu porque no reajuste passado 
foi considerado o mercado fonte incentivada duplicado entre novembro/2019 a junho/2020, por 
um problema de declaração desses valores no SAMP. Para corrigir essa questão, nesse processo, foi 
considerado o valor de -R$ 3.421.440,08, a preços de julho/2021, somado ao valor do ajuste subsídio 
anual. Em razão da correção em questão, o valor do subsídio anual total para essa permissionária é 
de – R$ 3.531.227,58, valor este que deverá ser compensado pela distribuidora junto a CCEE. 
 
 
8 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente. 
 
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Fls. 19 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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Tabela 14 – Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários 
 
 
55. 
A CCEE também é responsável pelo repasse da subvenção CDE relativo à 
compensação da baixa densidade de carga das permissionárias em relação às competências de julho 
de 2021 a junho de 2022. A Tabela 15 apresenta os valores mensais dos subsídios relativos à 
compensação da baixa Densidade de Carga das permissionárias de cada permissionária. 
 
Permissionária
Carga Fonte 
Incentivada
Distribuição
Serviço Público
Água, Esgoto 
Saneamento
Rural
Irrigante/ 
Aquicultor
Total
Ceral Dis
 -
 -
 1.255,45
 113.986,76
- 57,58
 115.184,63
Ceriluz
 173.721,51
 -
 18.119,16
 294.563,21
 147.630,08
 701.617,25
Ceris
 -
 -
 181,92
 4.649,14
 -
 4.831,07
Cermissões
 34.381,11
 -
 2.623,61
 380.139,79
 425.229,25
 842.373,76
Cernhe
 -
 -
 1.466,64
 110.373,56
 176.943,73
 288.783,93
Certaja
- 554.140,30
 -
 1.265,68
 207.982,14
 39.040,79
- 294.268,96
Certel
 73.743,73
 62.843,67
 20.367,39
 413.072,29
 63,81
 577.929,24
Cooperluz
 1.003,36
 -
 8.339,73
 258.643,06
 33.527,23
 302.803,46
Coprel
 797.528,78
 -
 3.449,35
 882.191,16
 651.671,54
 2.371.570,68
Creluz
 -
 -
 14.727,86
 366.943,54
 73.496,71
 481.492,85
Creral
 -
 -
 790,32
 167.722,36
 32.682,03
 208.201,19
Cerfox
 36.053,11
 -
 2.700,87
 270.110,44
 -
 318.817,77
Certhil
 189.151,44
 -
 527,86
 157.967,46
 22.599,54
 370.246,29
Castro Dis
 -
 -
 20,99
 108.709,82
 1.142,82
 109.873,63
Celetro
 -
 -
 3.334,11
 343.659,04
 111.445,13
 458.438,28
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Fls. 20 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Tabela 15. Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.  
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
56. 
O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as 
tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, 
que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do 
respectivo contrato. 
 
57. 
O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997, 
estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e 
de tarifas. 
 
58. 
O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 
9° da Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016, estabelece a incumbência da ANEEL para 
homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e dos 
Contratos de Permissão. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
59. 
Com base na legislação vigente, no que consta do Processo no 48500.005052/2020-
10 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opinamos:  
 
Permissionária
Compensação em 
função da baixa 
densidade de 
carga
Ceral Dis
 114.268,08
Ceriluz
 1.393.640,57
Ceris
 195.935,20
Cermissões
 2.170.595,77
Cernhe
 702.038,47
Certaja
 1.698.642,41
Certel
 1.326.264,17
Cooperluz
 1.781.671,31
Coprel
 5.354.612,74
Creluz
 1.548.453,40
Creral
 732.302,77
Cerfox
 1.603.118,46
Certhil
 813.534,96
Castro Dis
 -
Celetro
 2.185.247,66
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Fls. 21 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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a. pela aprovação dos efeitos médios constantes da Tabela 16 que representam os 
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em 
30 de julho de 2021; 
 
Tabela 16. Efeito médio para os consumidores cativos 
 
 
 
b. pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com 
data de aniversário contratual em 30 de julho de 2021; 
 
c. pela fixação dos valores das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento 
Energético - CDE e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia 
Elétrica – PROINFA;  
 
d. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de julho de 2021, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
 
e. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de julho de 2021, de 
modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias. 
 
 
 
 
 
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Efeito B1
Ceral Dis
18,61%
25,92%
23,31%
18,26%
Ceriluz
12,06%
14,09%
13,03%
8,60%
Ceris
13,09%
14,28%
14,24%
13,92%
Cermissões
6,74%
-0,26%
1,72%
-4,29%
Cernhe
-0,48%
7,90%
7,16%
2,41%
Certaja
-3,14%
-7,70%
-6,29%
-10,63%
Certel
5,16%
7,28%
6,51%
5,13%
Cooperluz
0,42%
7,07%
6,42%
1,57%
Coprel
3,73%
-3,08%
-0,03%
-8,00%
Creluz
8,45%
11,21%
10,54%
6,77%
Creral
7,93%
15,17%
11,31%
9,09%
Cerfox
10,69%
13,38%
12,99%
8,01%
Certhil
5,88%
12,12%
8,84%
5,77%
Castro Dis
15,79%
22,08%
18,53%
14,83%
Celetro
18,00%
20,13%
19,70%
14,99%
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
60. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos 
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
61. 
O Anexo I detalha o cálculo de cada Permissionária. 
 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
 ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO  
Analista Administrativo  
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
 
De acordo, 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA 
PERMISSIONÁRIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.1. Cernhe 
  
 
A Cernhe, sediada na cidade de Novo Horizonte - SP, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 22 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter optado em assinar o Termo Aditivo 
ao contrato de permissão, aprovado pela REN 704/2016, a definição da parcela B segue a regra 
descrita no submódulo 8.4 do PRORET 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.1.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 48,63% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 1,47% da variação econômico-financeira da Cernhe, 
cuja variação total foi de 2,49%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,48% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,27%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021.  
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -2,72%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               1.554.143,58                 1.660.636,28 
6,85%
0,48%
7,27%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    66.963,57                      70.230,50 
4,88%
0,01%
0,31%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               1.315.341,83                 1.375.735,75 
4,59%
0,27%
6,03%
PROINFA
                  171.838,18                    214.670,03 
24,93%
0,19%
0,94%
ENERGIA COMPRADA 
               6.188.197,08                 7.015.027,91 
13,36%
3,71%
30,73%
Energia  
               6.188.197,08                 7.015.027,91 
13,36%
3,71%
30,73%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               3.030.589,39                 2.425.453,56 
-19,97%
-2,72%
10,63%
Uso do sistema de distribuição
               3.030.589,39                 2.425.453,56 
-19,97%
-2,72%
10,63%
Total de Parcela A
10.772.930,05
            
11.101.117,74
              
3,05%
1,47%
48,63%
Total de Parcela B
11.499.878,80
            
11.726.011,20
              
1,97%
1,02%
51,37%
Variação econômica
2,49%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   504.356,86 
2,26%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (353.780,85)
-1,59%
Compensação DIC FIC
(27.563,15)
                   
-0,12%
Subvenção CDE
(9.216.945,88)
              
-41,38%
Total Financeiros  
9.093.933,02
-                
-40,83%
Variação econômica e financeira
-38,34%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
45,50%
7,16%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 25 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 3,71%, efeito também derivado das novas tarifas de suprimento. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 51,37% da Receita, resultando 
num efeito de 1,02% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 2,49%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -40,83%, contribuindo com o efeito final de -38,34% sobre as tarifas de energia 
elétrica vigentes para a Cernhe. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários9, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cernhe, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 288.783,93. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.1.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
O Gráfico I.1.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
 
9 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
303,48
                 
1.163,16
              
1.466,64
              
Subsidio Rural
34.629,61
            
75.743,96
            
110.373,56
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
58.519,17
            
118.424,56
          
176.943,73
          
TOTAL
93.452,26
            
195.331,67
          
288.783,93
          
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Fls. 26 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.1.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Energisa Sul Sudeste. 
 
 
                       Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
 
Pleitos Específicos 
 
A permissionária não apresentou pleitos específicos. 
 
 
Custo de 
Distribuição
44,8%
Custo de Energia
26,8%
Custo de 
Trasnmissão
9,3%
Encargos 
Setoriais
6,3%
ICMS
11,6%
PIS/COFINS
1,2%
Impostos
12,8%
432,22
432,22
432,22
432,22
406,19
489,04
489,04
712,47
461,92
550,73
588,85
603,05
338,46
271,80
282,32
282,32
328,86
424,02
418,87
432,96
432,96
497,35
513,89
572,46
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
ago-12
jan-13
jul-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Cernhe
ESS
IGP_M
IPCA
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Fls. 27 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.2. Castro Dis 
  
 
A Castro Dis, sediada na cidade de Castro - PR, atende cerca de 2 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 18 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2018, a 
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 
704/2016 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.2.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 85,12% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 12,37% da variação econômico-financeira da Castro 
Dis, cuja variação total foi de 12,44%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,08% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,58%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021.  
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 3,05%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               2.942.573,16                 3.136.546,04 
6,59%
1,08%
15,58%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    13.245,51                      14.048,47 
6,06%
0,00%
0,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.575.273,84                 2.678.381,05 
4,00%
0,58%
13,30%
PROINFA
                  354.053,81                    444.116,52 
25,44%
0,50%
2,21%
ENERGIA COMPRADA 
               8.564.716,50               10.039.698,62 
17,22%
8,24%
49,87%
Energia  
               8.564.716,50               10.039.698,62 
17,22%
8,24%
49,87%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               3.414.051,17                 3.959.481,19 
15,98%
3,05%
19,67%
Uso do sistema de distribuição
               3.414.051,17                 3.959.481,19 
15,98%
3,05%
19,67%
Total de Parcela A
14.921.340,83
            
17.135.725,85
              
14,84%
12,37%
85,12%
Total de Parcela B
2.984.333,59
              
2.996.536,26
                
0,41%
0,07%
14,88%
Variação econômica
12,44%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   772.917,59 
4,32%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (323.129,60)
-1,80%
Compensação DIC FIC
(13.551,07)
                   
-0,08%
Total Financeiros  
436.236,92
                   
2,44%
Variação econômica e financeira
14,88%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
3,65%
18,53%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 28 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 8,24% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da COPEL para a Castro Dis. A permissionária permanece com 
o desconto de 33,84%, uma vez que seu efeito ficou acima de 10%.  
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 14,88% da Receita, resultando 
num efeito de 0,07% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 12,44%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de 2,44%, contribuindo com o efeito final de 14,88% sobre as tarifas de energia 
elétrica vigentes para a Castro Dis. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários10, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Castro Dis, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 109.873,63. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.2.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
O Gráfico I.2.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
 
10 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(35,69)
                  
56,68
                   
20,99
                   
Subsidio Rural
17.266,85
            
91.442,97
            
108.709,82
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
553,63
                 
589,19
                 
1.142,82
              
TOTAL
17.784,79
            
92.088,83
            
109.873,63
          
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Fls. 29 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.2.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CPFL 
Paulista. Percebe-se que embora o efeito médio tenha sido relevante, as tarifas da cooperativa 
ainda permanecem bem abaixo de sua supridora. 
 
                       Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
 
 
Custo de 
Distribuição
12,1%
Custo de Energia
40,7%
Custo de 
Trasnmissão
16,0%
Encargos 
Setoriais
12,7%
ICMS
18,2%
PIS/COFINS
0,2%
Impostos
18,4%
331,01
350,79
369,50
424,29
507,52
517,61
512,77
558,81
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
 600
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Castro Dis
COPEL
IGP_M
IPCA
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação D34FF236005F3AAB
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Fls. 30 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
Pleitos Específicos 
 
A permissionária não apresentou pleitos específicos. 
 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação D34FF236005F3AAB
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fls. 31 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
 
I.3. Cermissões 
  
 
A Cermissões, sediada na cidade de Caibaté - RS, atende cerca de 27 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 105 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.3 do PRORET. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 54,05% da receita econômica da Permissionária. A variação dos 
custos relativos a essa parcela representa -2,68% da variação econômico-financeira da Cermissões, 
cuja variação total foi de -3,51%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,91% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,33%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               8.509.777,94                 9.458.645,25 
11,15%
0,91%
9,36%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  232.077,74                    219.625,82 
-5,37%
-0,01%
0,22%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               7.297.052,10                 7.642.650,50 
4,74%
0,33%
7,56%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      363.200,10 
0,00%
0,35%
0,36%
PROINFA
                  980.648,10                 1.233.168,84 
25,75%
0,24%
1,22%
ENERGIA COMPRADA 
             36.886.249,88               31.013.013,34 
-15,92%
-5,61%
30,69%
Energia  
             36.886.249,88               31.013.013,34 
-15,92%
-5,61%
30,69%
TRANSPORTE DE ENERGIA
             12.022.539,74               14.138.611,96 
17,60%
2,02%
13,99%
Rede Básica
               1.551.283,27                 1.372.109,93 
-11,55%
-0,17%
1,36%
Rede Básica Fronteira
                  822.169,19                    905.337,38 
10,12%
0,08%
0,90%
Uso do sistema de distribuição
               9.649.087,28               11.861.164,65 
22,93%
2,11%
11,74%
Total de Parcela A
57.418.567,56
            
54.610.270,56
              
-4,89%
-2,68%
54,05%
Total de Parcela B
47.294.713,33
            
46.430.708,48
              
-1,83%
-0,83%
45,95%
Variação econômica
-3,51%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                2.746.538,78 
2,62%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (156.378,76)
-0,15%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
274.960,84
                   
0,26%
Compensação DIC FIC
(180.656,05)
                 
-0,17%
Subvenção CDE
(26.047.149,18)
            
-24,87%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(44,80)
                          
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
1.248.163,57
1,19%
Total Financeiros  
(22.114.565,62)
            
-21,12%
Variação econômica e financeira
-24,63%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
26,35%
1,72%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 32 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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de CDE para o ano de 2021. Vale Destacar que, como a permissionária comprou 
energia de uma comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022. 
Portanto terá que arcar com esses custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS 
e de Energia de Reserva – EER, com impacto de 0,35% neste processo. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 2,02%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
 
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
decréscimo de -5,61% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da RGE para a Cermissões. A permissionária optou por 
comprar energia do ACL, e firmado contrato com a Electra. Embora tenha sentido 
os efeitos do contrato neste processo (variação de -15,92% no total), seus efeitos 
serão plenamente sentidos no próximo RTA, uma vez que o suprimento do novo 
contrato terá início somente em 01/01/2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,95% da Receita, resultando 
num efeito de -0,83% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -3,51%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -21,12%, contribuindo com o efeito final de -24,63% sobre as tarifas de energia 
elétrica vigentes para a Cermissões. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários11, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cermissões, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 842.373,76. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
 
11 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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Fls. 33 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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TABELA I.3.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.3.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE. 
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
16.265,41
            
18.115,70
            
34.381,11
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(417,07)
                
3.040,69
              
2.623,61
              
Subsidio Rural
4.188,53
              
375.951,26
          
380.139,79
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
95.273,19
            
329.956,06
          
425.229,25
          
TOTAL
115.310,06
          
727.063,70
          
842.373,76
          
Custo de 
Distribuição
37,3%
Custo de Energia
24,9%
Custo de 
Trasnmissão
11,4%
Encargos 
Setoriais
7,6%
ICMS
17,4%
PIS/COFINS
1,3%
Impostos
18,7%
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Fls. 34 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
 
Pleitos Específicos 
 
A permissionária não apresentou pleitos específicos. 
 
 
 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.4. Celetro 
  
 
A Celetro, sediada na cidade de Jacuí - RS, atende cerca de 56 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 73 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada após 2018, a 
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 704/2016 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.4.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 49,57% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 8,51% da variação econômico-financeira da Celetro, 
cuja variação total foi de 16,51%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,59% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 4,29%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras RGE 
Sul e Nova Palma.  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
            5.631.505,02              6.057.347,75 
7,56%
0,59%
7,14%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
               186.724,89                  197.673,65 
5,86%
0,02%
0,23%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
            4.809.322,73              5.059.594,82 
5,20%
0,34%
5,97%
PROINFA
               635.457,40                  800.079,29 
25,91%
0,23%
0,94%
ENERGIA COMPRADA 
         21.172.621,88            23.820.611,08 
12,51%
3,64%
28,09%
Energia  
         21.172.621,88            23.820.611,08 
12,51%
3,64%
28,09%
TRANSPORTE DE ENERGIA
            9.040.579,31            12.160.512,80 
34,51%
4,29%
14,34%
Uso do sistema de distribuição
            9.040.579,31            12.160.512,80 
34,51%
4,29%
14,34%
Total de Parcela A
35.844.706,20
         
42.038.471,63
          
17,28%
8,51%
49,57%
Total de Parcela B
36.945.785,54
         
42.767.969,54
          
15,76%
8,00%
50,43%
Variação econômica
16,51%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
             1.436.638,05 
1,97%
Neutralidade Encargos Setoriais
               (173.637,05)
-0,24%
Compensação DIC FIC
(31.253,59)
                 
-0,04%
Subvenção CDE
(26.222.971,89)
         
-36,03%
Diferimento Pis Cofins
-1.436.638,05
-1,97%
Total Financeiros  
26.427.862,54
-          
-36,31%
Variação econômica e financeira
-19,80%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
39,50%
19,70%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 36 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 3,64% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas 
tarifas de suprimento da RGE Sul e da Nova Palma para a Celetro. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 50,43% da Receita, resultando 
num efeito de 8,00% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 16,51%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -36,31%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (39,50%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 19,70%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários12, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Celetro, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 458.438,28. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.4.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.4.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
 
12 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
375,60
                 
2.958,51
              
3.334,11
              
Subsidio Rural
29.267,27
            
314.391,77
          
343.659,04
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
48.347,59
            
63.097,54
            
111.445,13
          
TOTAL
77.990,45
            
380.447,82
          
458.438,28
          
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
 
                                   Gráfico I.4.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora RGE 
Sul.  
 
 
                       Gráfico I.4.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
Custo de 
Distribuição
31,9%
Custo de Energia
17,8%
Custo de 
Trasnmissão
9,1%
Encargos 
Setoriais
4,5%
ICMS
36,7%
PIS/COFINS
0,0%
Impostos
36,7%
589,57
677,97
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Celetro
RGE Sul
IGP_M
IPCA
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Fls. 38 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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A Permissionária solicitou que fosse diferido o valor do PIS Cofins -R$ 1.436.638,05 em prol da 
modicidade tarifária. O Pleito foi aceito. 
 
 
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Fls. 39 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.5. Certaja 
  
 
A Certaja, sediada na cidade de Taquari - RS, atende cerca de 25 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 77 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.5.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
 
Os custos da Parcela A representam 47,73% da receita econômica da Permissionária. A variação dos 
custos relativos a essa parcela representa -4,59% da variação econômico-financeira da Certaja, cuja 
variação total foi de -4,03%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,75% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               7.927.152,69                 8.502.958,05 
7,26%
0,75%
11,54%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  188.021,32                    166.389,64 
-11,50%
-0,03%
0,23%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               6.178.448,33                 6.440.461,13 
4,24%
0,34%
8,74%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                  727.144,82                    851.967,65 
17,20%
0,16%
1,16%
PROINFA
                  833.538,22                 1.044.139,63 
25,27%
0,27%
1,42%
ENERGIA COMPRADA 
             23.837.511,07               19.083.416,94 
-19,94%
-6,19%
25,91%
Energia  
             23.837.511,07               19.083.416,94 
-19,94%
-6,19%
25,91%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               6.914.770,69                 7.569.073,49 
9,46%
0,85%
10,28%
Rede Básica
               2.393.238,42                 2.413.084,80 
0,80%
0,03%
3,28%
Rede Básica Fronteira
                  797.704,57                    732.638,40 
-8,20%
-0,08%
0,99%
Conexão
                  312.782,93                    344.228,01 
10,10%
0,04%
0,47%
Uso do sistema de distribuição
               3.411.044,77                 4.079.122,28 
19,59%
0,87%
5,54%
Total de Parcela A
38.679.434,45
            
35.155.448,48
              
-9,11%
-4,59%
47,73%
Total de Parcela B
38.070.535,99
            
38.500.000,00
              
1,13%
0,56%
52,27%
Variação econômica
-4,03%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.176.052,18 
1,53%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (229.865,01)
-0,30%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
305.429,85
                   
0,40%
Compensação DIC FIC
(225.435,20)
                 
-0,29%
Subvenção CDE
(20.383.708,90)
            
-26,56%
Previsão de Risco Hidrológico
2.452.358,79
3,20%
Reversão de Risco Hidrológico
-1.031.622,24
-1,34%
Total Financeiros  
17.936.790,53
-              
-23,37%
Variação econômica e financeira
-27,40%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
21,11%
-6,29%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 40 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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orçamento da CDE-USO, efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021.  
Destaca-se também o ESS-EER, como a permissionária é agente da CCEE, esta 
participa do rateio desses custos, os quais impactaram em 0,16% esse processo 
tarifário. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,85%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora, bem 
como das novas tarifas de rede básica.  
 
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia com a redução 
tarifária de -6,19%. Esta variação é resultado do contrato feito no Ambiente de 
Contratação Livre com comercializadora Electra, que este ano passa a estar 
vigente por todo processo tarifário. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 52,27% da Receita, resultando 
num efeito de 0,56% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -4,03%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -23,37%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (21,11%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em -6,29%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários13, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Certaja, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ (294.268,96). Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
 
13 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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TABELA I.5.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
Destaca-se que ao valor do ajuste de subsídio da Certaja, foi somado a correção referente ao ajuste 
do subsídio do ano anterior. Esta correção ocorreu porque no reajuste passado foi considerado o 
mercado fonte incentivada duplicado entre novembro/2019 a junho/2020, por um problema de 
declaração desses valores no SAMP. Para corrigir essa questão, nesse processo, foi considerado o 
valor de -R$ 3.421.440,08, a preços de julho/2021, somado ao valor do ajuste subsídio anual. Em 
razão da correção em questão, o valor do subsídio anual total para essa permissionária é de – R$ 
3.531.227,58, valor este que deverá ser compensado pela distribuidora junto a CCEE. 
 
O Gráfico I.5.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.5.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE Sul.  
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
634.802,53
-          
80.662,23
            
554.140,30
-          
Subsidio Geração Fonte Incentivda
6,29
                     
11.576,44
            
11.582,72
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(58,53)
                  
1.324,21
              
1.265,68
              
Subsidio Rural
10.903,95
            
197.078,19
          
207.982,14
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(1.513,65)
             
40.554,44
            
39.040,79
            
TOTAL
(625.464,47)
         
331.195,51
          
(294.268,96)
         
Custo de 
Distribuição
41,5%
Custo de Energia
20,6%
Custo de 
Trasnmissão
8,2%
Encargos 
Setoriais
9,2%
ICMS
19,8%
PIS/COFINS
0,8%
Impostos
20,6%
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Número: 48581.001136/2021-00
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Fls. 42 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                       Gráfico I.5.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
1-Estrutura Tarifária 
A Certaja solicitou que o cálculo das tarifas de referência de acordo com o submódulo 7.2. O pleito 
foi acatado, o cálculo foi realizado conforme Nota Técnica de estrutura Tarifária. 
 
2- Financeiros Extraordinários 
A Certaja solicitou que fossem incluídos componentes financeiros que compensem as diferenças 
não previstas no processo tarifário com custos com o encargo ESS/EER e com a compra de energia 
causados pelos novos contratos das permissionárias no Ambiente Livre, assim como acontece para 
as concessionárias de distribuição. 
Entende-se que os novos contratos energia firmados pelas permissionárias tem por objetivo a 
redução dos custos com energia em benefício do consumidor, bem como os financeiros solicitados 
almejam a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da permissão. Porém é necessário a 
realização de um debate em consulta pública para estabelecer a adequada métrica de cálculo 
desses financeiros, de forma que sejam adequados a realidade de uma permissionária. Nesse 
sentido, a ANEEL em breve deve abrir uma consulta pública para discutir esse assunto. Uma vez 
estabelecida a nova regulamentação, os valores serão calculados de forma retroativa. 
 
 
 
404,46
404,46
404,46
404,46
305,14
393,10
393,10
551,04
595,99
616,20
583,48
521,45
422,53
329,56
284,78
284,78
350,69
446,80
415,49
433,86
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
ago-12
jan-13
jun-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Certaja
RGE Sul
IGP_M
IPCA
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação D34FF236005F3AAB
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Fls. 43 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.6. Coprel 
  
 
A Coprel, sediada na cidade de Ibirubá - RS, atende cerca de 55 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 263 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.6.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
 
Os custos da Parcela A representam 56,01% da receita econômica da Permissionária. A redução dos 
custos relativos a essa parcela representa -4,30% da variação econômico-financeira da Coprel, cuja 
variação total foi de -2,93%, com destaque para:  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
             31.976.010,79               34.037.065,48 
6,45%
0,78%
13,34%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  505.922,04                    534.654,03 
5,68%
0,01%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
             25.193.326,07               26.149.619,59 
3,80%
0,36%
10,25%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
               2.799.941,91                 2.995.004,47 
7,00%
0,07%
1,17%
PROINFA
               3.476.820,76                 4.357.787,40 
25,34%
0,34%
1,71%
P&D e Eficiência Energética
                             0,00                                   -   
0,00%
0,00%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
             83.534.100,88               69.917.130,47 
-16,30%
-5,18%
27,41%
Energia  
             83.534.100,88               69.917.130,47 
-16,30%
-5,18%
27,41%
TRANSPORTE DE ENERGIA
             38.653.515,33               38.911.228,92 
0,67%
0,10%
15,26%
Rede Básica
               4.684.741,35                 3.940.116,00 
-0,28%
1,54%
Rede Básica Fronteira
               4.575.428,55                 3.062.535,60 
-0,58%
1,20%
Conexão
               1.290.444,22                    255.003,85 
-80,20%
-0,39%
0,10%
Uso do sistema de distribuição
             28.102.901,21               31.653.573,47 
12,63%
1,35%
12,41%
Total de Parcela A
154.163.627,00
          
142.865.424,87
            
-7,33%
-4,30%
56,01%
Total de Parcela B
108.603.611,10
          
112.203.054,81
            
3,31%
1,37%
43,99%
Variação econômica
-2,93%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                5.169.766,01 
1,97%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (287.392,37)
-0,11%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
822.440,72
                   
0,31%
Compensação DIC FIC
(384.549,44)
                 
-0,15%
Subvenção CDE
(64.255.352,83)
            
-24,45%
Previsão de Risco Hidrológico
8.947.125,32
3,40%
Crédito de Pis Cofins
(3.410.000,00)
              
-1,30%
Reversão Previsão de Risco Hidorlógico
-4.269.749,84
-1,62%
Total Financeiros  
57.667.712,44
-              
-21,95%
Variação econômica e financeira
-24,88%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
24,85%
-0,03%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 44 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,78% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,36%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
Destaca-se também o ESS-EER, como a permissionária é agente da CCEE, esta 
participa do rateio desses custos, os quais impactaram em 0,07% esse processo 
tarifário. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,10%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora, bem 
como das novas tarifas de rede básica.  
 
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia com a redução 
tarifária de -5,18%. Esta variação é resultado do contrato feito no Ambiente de 
Contratação Livre com comercializadora Electra, que este ano passa a estar 
vigente por todo processo tarifário. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 43,99% da Receita, resultando 
num efeito de 1,37% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -2,93%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -21,95%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (24,85%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em -0,03%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários14, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coprel, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 2.371.570,68. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
 
14 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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Fls. 45 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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TABELA I.6.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.6.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.6.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE.  
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
405.576,23
          
391.952,55
          
797.528,78
          
Subsidio Geração Fonte Incentivda
1.035,37
              
35.694,48
            
36.729,85
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
12,25
                   
3.437,10
              
3.449,35
              
Subsidio Rural
(55.123,76)
           
937.314,91
          
882.191,16
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
379.087,33
          
272.584,22
          
651.671,54
          
TOTAL
730.587,42
          
1.640.983,26
       
2.371.570,68
       
Custo de 
Distribuição
36,3%
Custo de Energia
22,6%
Custo de 
Trasnmissão
12,6%
Encargos 
Setoriais
11,0%
ICMS
16,8%
PIS/COFINS
0,8%
Impostos
17,6%
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Fls. 46 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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                       Gráfico I.6.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
1-Estrutura Tarifária 
A Coprel solicitou que o cálculo das tarifas de referência de acordo com o submódulo 7.2. O pleito 
foi acatado, o cálculo foi realizado conforme Nota Técnica de estrutura Tarifária. 
 
2- Financeiros Extraordinários 
A Coprel solicitou que fossem incluídos componentes financeiros que compensem as diferenças 
não previstas no processo tarifário com custos com o encargo ESS/EER e com a compra de energia 
causados pelos novos contratos das permissionárias no Ambiente Livre, assim como acontece para 
as concessionárias de distribuição. 
Entende-se que os novos contratos energia firmados pelas permissionárias tem por objetivo a 
redução dos custos com energia em benefício do consumidor, bem como os financeiros solicitados 
almejam a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da permissão. Porém é necessário a 
realização de um debate em consulta pública para estabelecer a adequada métrica de cálculo 
desses financeiros, de forma que sejam adequados a realidade de uma permissionária. Nesse 
sentido, a ANEEL em breve deve abrir uma consulta pública para discutir esse assunto. Uma vez 
estabelecida a nova regulamentação, os valores serão calculados de forma retroativa. 
 
3- Crédito de Pis Cofins sobre o ICMS 
 
A Coprel solicitou que fosse incluído em seu processo tarifário, os créditos de Pis/Cofins sobre ICMS 
adquiridos após trânsito em julgado de ação judicial. O pleito foi acatado e considerou-se o valor de 
R$ - 3.410.000,00 em prol da modicidade tarifária. 
 
 
 
405,06
405,06
283,00
323,12
325,23
414,44
402,86
497,26
525,89
571,18
497,90
458,09
422,53
329,56
329,56
284,78
350,69
446,80
415,49
433,86
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
ago-12
jan-13
RTE-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Coprel
RGE
IGP_M
IPCA
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Fls. 47 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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I.7. Ceral Dis 
  
 
A Ceral Dis, sediada na cidade de Arapoti - PR, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 15 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou assinar o termo 
aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue definida nos termos do 
submódulo 8.4 do PRORET. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.7.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 70,58% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 11,14% da variação econômico-financeira da Ceral 
Dis, cuja variação total foi de 15,05%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,86% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 3,15%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
            1.895.663,48              2.028.125,34 
6,99%
0,86%
11,45%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                 20.755,78                    24.160,29 
16,40%
0,02%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
            1.652.084,59              1.724.484,71 
4,38%
0,47%
9,74%
PROINFA
               222.823,11                  279.480,35 
25,43%
0,37%
1,58%
ENERGIA COMPRADA 
            6.268.081,75              7.365.897,72 
17,51%
7,13%
41,59%
Energia  
            6.268.081,75              7.365.897,72 
17,51%
7,13%
41,59%
TRANSPORTE DE ENERGIA
            2.622.827,05              3.107.044,11 
18,46%
3,15%
17,54%
Uso do sistema de distribuição
            2.622.827,05              3.107.044,11 
18,46%
3,15%
17,54%
Total de Parcela A
10.786.572,29
         
12.501.067,17
          
15,89%
11,14%
70,58%
Total de Parcela B
4.607.884,61
           
5.210.080,55
             
13,07%
3,91%
29,42%
Variação econômica
15,05%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                 511.432,47 
3,32%
Neutralidade Encargos Setoriais
               (104.523,59)
-0,68%
Compensação DIC FIC
(11.339,91)
                 
-0,07%
Subvenção CDE
(1.371.216,93)
           
-8,91%
Total Financeiros  
975.647,96
-                
-6,34%
Variação econômica e financeira
8,71%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
14,60%
23,31%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 7,13% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Copel-Dis para a Ceral Dis, cuja as tarifas variaram em 
média 16%. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 29,42% da Receita, resultando 
num efeito de 3,91% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 15,05%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -6,34%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (14,60%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 23,31%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários15, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceral Dis, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 115.184,63. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.7.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.7.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
 
15 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(163,68)
                
1.419,12
              
1.255,45
              
Subsidio Rural
11.129,09
            
102.857,68
          
113.986,76
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(70,24)
                  
12,66
                   
(57,58)
                  
TOTAL
10.895,17
            
104.289,46
          
115.184,63
          
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Fls. 49 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.7.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Copel-Dis.  
 
 
                       Gráfico I.7.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
Custo de 
Distribuição
24,7%
Custo de Energia
34,9%
Custo de 
Trasnmissão
14,7%
Encargos 
Setoriais
9,6%
ICMS
14,3%
PIS/COFINS
1,9%
Impostos
16,2%
334,38
334,38
334,38
280,39
226,27
319,53
347,10
389,73
444,40
469,96
496,82
587,54
296,26
242,58
263,55
263,55
326,37
492,31
421,47
440,56
507,52
517,61
512,77
558,81
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
jun-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Ceral Dis
Copel-Dis
IGP_M
IPCA
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Número: 48581.001136/2021-00

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Fls. 50 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.8. Creluz 
  
 
A Creluz, sediada na cidade de Pinhal - RS, atende cerca de 24 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 85 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.4 do PRORET 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.8.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 51,41% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 0,79% da variação econômico-financeira da Creluz, 
cuja variação total foi de 0,25%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
4,87% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,32%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021, bem como devido ao início do pagamento da CDE 
Conta Covid, com impacto tarifário de 3,64%.  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               7.336.756,36               11.502.353,89 
56,78%
4,87%
13,43%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  202.634,68                    203.539,89 
0,45%
0,00%
0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               6.295.115,75                 6.566.019,71 
4,30%
0,32%
7,66%
CDE Conta-COVID
                                -                   3.110.206,14 
100,00%
3,64%
3,63%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      573.456,61 
100,00%
0,67%
0,67%
PROINFA
                  839.005,94                 1.049.131,55 
25,04%
0,25%
1,22%
ENERGIA COMPRADA 
             23.364.579,37               18.147.509,87 
-22,33%
-6,10%
21,18%
Energia  
             23.364.579,37               18.147.509,87 
-22,33%
-6,10%
21,18%
TRANSPORTE DE ENERGIA
             12.660.210,70               14.389.026,78 
13,66%
2,02%
16,80%
Uso do sistema de distribuição
             12.660.210,70               14.389.026,78 
13,66%
2,02%
16,80%
Total de Parcela A
43.361.546,43
            
44.038.890,54
              
1,56%
0,79%
51,41%
Total de Parcela B
42.096.246,94
            
41.629.263,51
              
-1,11%
-0,55%
48,59%
Variação econômica
0,25%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                2.509.075,10 
2,94%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (188.595,69)
-0,22%
Compensação DIC FIC
(231.784,70)
                 
-0,27%
Subvenção CDE
(18.581.440,79)
            
-21,74%
Previsão de Risco Hidrológico
1.970.851,60
2,31%
Efeito Conta COVID
(3.031.163,02)
              
-3,55%
Crédito Pis/Cofins
(1.672.650,62)
              
-1,96%
Total Financeiros  
19.225.708,11
-              
-22,50%
Variação econômica e financeira
-22,25%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
32,79%
10,54%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 51 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma 
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os 
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A 
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,67%. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 2,02%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com -
6,10% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo do contrato realizado pela 
permissionária no ambiente livre. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,59% da Receita, resultando 
num efeito de -0,55% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 0,25%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -22,50%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior, resultou 
no efeito médio final para o consumidor em 10,54%.  
 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionado à Conta-Covid, cujo montante 
implicaram em impacto de -3,67% neste reajuste. O montante em questão equivale a 100% 
totalidade do valor a ser revertido pela CRELUZ da Conta-Covid e corresponde aos itens previstos 
nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários16, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Creluz, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022 , é de R$ 481.492,85. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
 
16 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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TABELA I.8.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.8.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.8.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE Sul.  
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Geração Fonte Incentivda
6.592,09
              
19.732,65
            
26.324,75
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
2.035,61
              
12.692,25
            
14.727,86
            
Subsidio Rural
32.300,75
            
334.642,78
          
366.943,54
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
20.180,03
            
53.316,67
            
73.496,71
            
TOTAL
61.108,49
            
420.384,36
          
481.492,85
          
Custo de 
Distribuição
38,8%
Custo de Energia
16,9%
Custo de 
Trasnmissão
13,4%
Encargos 
Setoriais
10,7%
ICMS
18,2%
PIS/COFINS
1,8%
Impostos
20,1%
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                       Gráfico I.8.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Por meio do Ofício nº102/21, de 15 de julho de 2021, a Creluz encaminhou pleito adicional referente 
a consideração do componente financeiro negativo referente ao “Crédito PIS/COFINS”, no valor de 
R$ R$ 1.672.950,62 com o objetivo de reduzir o efeito médio a ser percebido pelos consumidores 
da permissionária. 
 
Pleito Acatado. 
 
 
 
449,12
449,12
302,11
344,88
366,20
471,76
434,78
498,87
538,67
592,32
573,05
611,82
422,53
329,56
329,56
284,78
350,69
446,80
415,49
433,86
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
 1.150
ago-12
jan-13
RTE-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Creluz
RGE Sul
IGP_M
IPCA
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Fls. 54 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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I.9. Certel 
  
 
A Certel, sediada na cidade de Teutônia - RS, atende cerca de 69 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 212 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.4 do PRORET 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.9.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 59,29% da receita econômica da Permissionária. A variação dos 
custos relativos a essa parcela representa -1,32% da variação econômico-financeira da Certel, cuja 
variação total foi de 1,63%, com destaque para:  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
             27.511.493,60               36.951.523,48 
34,31%
4,46%
17,17%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  410.421,05                    448.320,27 
9,23%
0,02%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
             23.869.629,66               24.866.757,67 
4,18%
0,47%
11,55%
CDE Conta-COVID
                                -                   6.350.526,41 
100%
3,00%
2,95%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                   1.237.876,58 
100%
0,58%
0,58%
PROINFA
               3.231.442,89                 4.048.042,55 
25,27%
0,39%
1,88%
ENERGIA COMPRADA 
             81.524.646,97               76.133.833,52 
-6,61%
-2,55%
35,37%
Energia  
             81.524.646,97               76.133.833,52 
-6,61%
-2,55%
35,37%
TRANSPORTE DE ENERGIA
             21.406.055,88               14.555.705,33 
-32,00%
-3,23%
6,76%
Rede Básica
               4.807.465,92               10.280.640,00 
2,58%
4,78%
Rede Básica Fronteira
               1.001.783,21                 2.211.840,00 
0,57%
1,03%
Conexão
               1.373.113,96                 1.040.839,98 
-24,20%
-0,16%
0,48%
Uso do sistema de distribuição
             14.223.692,80                 1.022.385,35 
-92,81%
-6,23%
0,47%
Total de Parcela A
130.442.196,46
          
127.641.062,33
            
-2,15%
-1,32%
59,29%
Total de Parcela B
81.371.704,13
            
87.625.428,80
              
7,69%
2,95%
40,71%
Variação econômica
1,63%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                7.359.681,82 
3,47%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (842.934,16)
-0,40%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
1.244.848,93
                
0,59%
Compensação DIC FIC
(40.583,86)
                   
-0,02%
Subvenção CDE
(15.915.170,02)
            
-7,51%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(223,06)
                        
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
4.136.548,58
1,95%
Efeito COVID da Supridora
(754.124,02)
                 
-0,36%
Efeito Conta COVID
(5.988.962,97)
              
-2,83%
Total Financeiros  
10.800.918,75
-              
-5,10%
Variação econômica e financeira
-3,47%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
9,98%
6,51%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 55 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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b) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
4,46% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021, bem como devido ao início do pagamento da CDE 
Conta Covid, com impacto tarifário de 3,00%.  
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma 
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os 
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A 
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,58%. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -3,23%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -2,55% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da compra de 
energia no ACL feito pela permissionária, com vigência a partir de 01/01/2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 40,71% da Receita, resultando 
num efeito de 2,95% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 1,63%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -5,10%, que somado a retirada dos financeiros do processo, resultou no efeito 
médio final para o consumidor em 6,51%.  
 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, com impacto de -
2,83% neste reajuste. O montante em questão equivale a 50% totalidade dos valores a serem 
revertidos pela CERTEL da Conta-Covid e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º 
da REN 885/2020. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários17, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Certel, em relação às 
 
 
17 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 577.929,24. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.9.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.9.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.9.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE Sul.  
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
37.155,12
            
36.588,61
            
73.743,73
            
Subsidio Geração Fonte Incentivda
(5.531,23)
             
13.369,58
            
7.838,35
              
Subsidio Distribuição
-
                       
62.843,67
            
62.843,67
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
1.896,85
              
18.470,54
            
20.367,39
            
Subsidio Rural
(2.259,39)
             
415.331,67
          
413.072,29
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(33,13)
                  
96,95
                   
63,81
                   
TOTAL
31.228,22
            
546.701,02
          
577.929,24
          
Custo de 
Distribuição
30,7%
Custo de Energia
26,7%
Custo de 
Trasnmissão
5,1%
Encargos 
Setoriais
12,9%
ICMS
22,8%
PIS/COFINS
1,7%
Impostos
24,6%
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                       Gráfico I.9.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
1. Recuperação de Investimento de grande monta: a permissionária solicita que seja o 
investimento feito na interligação das linhas de 69kV na Subestação Lajeado 3 seja considerado 
como componente financeiro negativo. Ela propõe que o valor total do investimento, cuja 
monta é de R$ 14.9712.250,42 seja considerado em duas parcelas de R$ 7.486.125,21, nos ciclos 
tarifários de 2021/2022 e 2022/2023. 
 
Pelito negado: trata-se de um custo de parcela B que deve ser incluído no pleito da Parcela B, 
não cabendo, portanto, ser tratado como componente financeiro. 
 
2. Cálculo do subsídio carga fonte incentivada: considerar o do período de 12 meses para o cálculo 
da previsão, visto que haverá saídas de consumidores para o ambiente livre no próximo ciclo.  
 
Pleito negado: os cálculos referentes aos subsídios tarifários devem estar de acordo com o 
previsto no art. 13, inciso VII, da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e em cumprimento ao 
disposto no art. 3º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013. 
3. Financeiro referente ao empréstimo Conta-Covid: a permissionária solicita que seja considerado 
somente 25% do valor remanescente sem correção. 
 
Pleito negado: considerado valor de 50%, conforme estabelece o Art. 5º da REN 885/2020. 
 
 
 
369,38
369,38
287,44
297,12
269,27
373,23
358,46
384,00
422,87
458,66
484,06
508,89
331,35
253,07
253,07
262,24
337,93
480,35
478,82
452,02
547,32
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Certel
RGE Sul
IGP_M
IPCA
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.10. Cerfox 
  
 
A Cerfox, sediada na cidade de Fontoura Xavier - RS, atende cerca de 16 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 56 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2018, a 
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 
704/2016 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.10.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 51,84% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 4,77% da variação econômico-financeira da Cerfox, 
cuja variação total foi de 6,09%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,52% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, com efeito de 0,29%, decorrente do cálculo das cotas 
anuais de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 2,64%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               4.226.637,99                 4.516.524,54 
6,86%
0,52%
7,59%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  124.276,76                    131.134,69 
5,52%
0,01%
0,22%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               3.624.457,28                 3.787.844,66 
4,51%
0,29%
6,37%
PROINFA
                  477.903,96                    597.545,19 
25,03%
0,21%
1,00%
ENERGIA COMPRADA 
             16.920.772,06               17.821.618,08 
5,32%
1,61%
29,97%
Energia  
             16.920.772,06               17.821.618,08 
5,32%
1,61%
29,97%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               7.012.949,67                 8.494.493,73 
21,13%
2,64%
14,28%
Uso do sistema de distribuição
               7.012.949,67                 8.494.493,73 
21,13%
2,64%
14,28%
Total de Parcela A
28.160.359,72
            
30.832.636,36
              
9,49%
4,77%
51,84%
Total de Parcela B
27.901.346,04
            
28.640.981,11
              
2,65%
1,32%
48,16%
Variação econômica
6,09%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.570.459,38 
2,80%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (276.711,70)
-0,49%
Compensação DIC FIC
(498.564,47)
                 
-0,89%
Subvenção CDE
(19.237.421,49)
            
-34,31%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(31,03)
                          
0,00%
Total Financeiros  
18.442.269,31
-              
-32,90%
Variação econômica e financeira
-26,81%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
39,80%
12,99%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras RGE 
Sul.  
 
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 1,61% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas 
tarifas de suprimento da RGE Sul para a Cerfox. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,16% da Receita, resultando 
num efeito de 1,32% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 6,09%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -32,90%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior, resultou 
no efeito médio final para o consumidor em 12,99%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários18, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cerfox, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 318.817,77. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.10.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
 
 
 
18 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
9.428,67
              
26.624,44
            
36.053,11
            
Subsidio Geração Fonte Incentivda
5.296,26
              
4.657,10
              
9.953,35
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
531,72
                 
2.169,16
              
2.700,87
              
Subsidio Rural
12.937,59
            
257.172,85
          
270.110,44
          
TOTAL
28.194,23
            
290.623,54
          
318.817,77
          
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Fls. 60 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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O Gráfico I.10.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.10.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora RGE 
Sul.  
 
 
                       Gráfico I.10.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
Custo de 
Distribuição
39,3%
Custo de Energia
24,4%
Custo de 
Trasnmissão
11,6%
Encargos 
Setoriais
6,2%
ICMS
18,0%
PIS/COFINS
0,4%
Impostos
18,5%
527,59
562,08
611,44
660,43
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Cerfox
RGE Sul
IGP_M
IPCA
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Pleitos Específicos 
 
A CERFOX solicitou que o volume de perdas reais para o cálculo do repasse de energia seja calculado 
com base no percentual do RTA 2020, motivada pela excepcionalidade causada pela alteração 
regulatória do calendário de leitura. 
 
Ocorre que quando as mudanças no faturamento são significativas, a SGT faz um ajuste nos 
mercados de consumidores livre e geradores na alta tensão, de forma a alterar o processo tarifário 
como um todo. No caso em questão, a alteração solicitada não atingiria o cálculo perdas atualmente 
realizado. Neste cálculo consideramos apenas o mercado cativo. Ademais, não se verifica uma 
alteração tão grande no mercado que justifique a alteração. 
O gráfico a seguir faz o comparativo entre o mercado cativo e a energia injetada. Desta forma, 
observa-se que a alteração no mercado não justifica a necessidade de ajuste para o cálculo das 
perdas. 
 
 
Gráfico I.10.3 – Comparativo entre o Mercado Cativo e a Energia Injetada 
 
 
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I.11. Certhil 
  
 
A Certhil, sediada na cidade de Três de Maio - RS, atende cerca de 8 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 43 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2018, a 
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 
704/2016 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.11.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 57,62% da receita econômica da Permissionária. A redução dos 
custos relativos a essa parcela representa -0,60% da variação econômico-financeira da Certhil, cuja 
variação total foi de 2,29%, com destaque para:  
 
c) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,08% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma 
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               4.473.079,68                 4.938.151,67 
10,40%
1,08%
11,26%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    88.446,13                      93.341,64 
5,54%
0,01%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               3.850.632,96                 3.998.167,55 
3,83%
0,34%
9,12%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      176.781,63 
100,00%
0,41%
0,40%
PROINFA
                  534.000,60                    669.860,85 
25,44%
0,32%
1,53%
ENERGIA COMPRADA 
             14.565.164,01               12.484.550,43 
-14,28%
-4,85%
28,46%
Energia  
             14.565.164,01               12.484.550,43 
-14,28%
-4,85%
28,46%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               6.494.861,41                 7.852.703,94 
20,91%
3,17%
17,90%
Uso do sistema de distribuição
               6.494.861,41                 7.852.703,94 
20,91%
3,17%
17,90%
Total de Parcela A
25.533.105,10
            
25.275.406,04
              
-1,01%
-0,60%
57,62%
Total de Parcela B
17.346.144,59
            
18.587.765,53
              
7,16%
2,90%
42,38%
Variação econômica
2,29%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.509.530,99 
3,52%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (429.317,62)
-1,00%
Compensação DIC FIC
(339.317,94)
                 
-0,79%
Subvenção CDE
(9.762.419,53)
              
-22,77%
Previsão de Risco Hidrológico
625.594,77
1,46%
Total Financeiros  
8.395.929,34
-                
-19,58%
Variação econômica e financeira
-17,29%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
26,13%
8,84%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A 
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,41%. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 3,17%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras RGE 
Sul. 
 
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com -
4,85% na tarifa vigente, na tarifa vigente, esse impacto é resultado da compra de 
energia no ACL pela permissionária, que estará vigente a partir de 01/01/2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 42,38% da Receita, resultando 
num efeito de 2,90% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 2,29%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -19,58%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior, resultou 
no efeito médio final para o consumidor em 8,84%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários19, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Certhil, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 370.246,29. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
 
19 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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TABELA I.11.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.11.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.11.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora RGE 
Sul.  
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
90.602,93
            
98.548,51
            
189.151,44
          
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
199,11
                 
328,75
                 
527,86
                 
Subsidio Rural
6.316,64
              
151.650,82
          
157.967,46
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
1.153,12
              
21.446,42
            
22.599,54
            
TOTAL
98.271,79
            
271.974,50
          
370.246,29
          
Custo de 
Distribuição
34,7%
Custo de Energia
23,3%
Custo de 
Trasnmissão
14,7%
Encargos 
Setoriais
9,2%
ICMS
17,1%
PIS/COFINS
1,0%
Impostos
18,1%
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                       Gráfico I.11.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
 
Pleitos Específicos 
 
 
4. A permissionária iniciará sua aquisição de energia da Elektra a partir de 01/01/2022. Solicita, 
então, que sejam considerados 210 dias na apuração da tarifa média de energia 
 
Peito negado: Como os contratos são faturados pela CCEE, consideram-se meses fechados para 
o período de referência que é de julho/2021 a junho/2022. Foi calculada a tarifa média 
considerando-se 181 dias de contrato firmado com a Elektra e os montantes contratados com a 
RGE. O financeiro para compensar as diferenças nos custos de energia entre os processos 
tarifários para as permissionárias será debatido em consulta pública. 
 
5. Cálculo do subsídio carga fonte incentivada: considerar o do período de 12 meses para o cálculo 
da previsão, visto que haverá saídas de consumidores para o ambiente livre no próximo ciclo.  
 
Pleito negado: os cálculos referentes aos subsídios tarifários devem estar de acordo com o 
previsto no art. 13, inciso VII, da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e em cumprimento ao 
disposto no art. 3º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013. 
 
 
498,88
528,31
564,46
597,03
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Certhil
RGE Sul
IGP_M
IPCA
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Fls. 66 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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I.12. Cooperluz 
  
 
A Cooperluz, sediada na cidade de Santa Rosa - RS, atende cerca de 16 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 55 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.12.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 46,42% da receita econômica da Permissionária. A Variação dos 
custos relativos a essa parcela representa -7,94% da variação econômico-financeira da Cooperluz, 
cuja variação total foi de -1,10%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,03% no presente reajuste tarifário. Destacam-se, principalmente: (i) o início do 
recolhimento do Encargo de Energia de Reserva (EER) e Encargo de Energia de 
Sistema (ESS), com efeito de 0,40%, decorrente da contratação de energia no ACL 
em substituição parcial do suprimento de energia com a RGE e (ii) o aumento das 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               4.607.930,01                 5.175.195,12 
12,31%
1,03%
9,53%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  114.185,98                    130.406,51 
14,21%
0,03%
0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               3.973.015,85                 4.170.764,56 
4,98%
0,36%
7,68%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      220.720,39 
0,40%
0,41%
PROINFA
                  520.728,19                    653.303,66 
25,46%
0,24%
1,20%
ENERGIA COMPRADA 
             21.669.274,95               17.321.394,50 
-20,06%
-7,92%
31,89%
Energia  
             21.669.274,95               17.321.394,50 
-20,06%
-7,92%
31,89%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               3.295.113,41                 2.715.465,48 
-17,59%
-1,06%
5,00%
Rede Básica
               1.896.100,72                 1.987.063,20 
0,17%
3,66%
Rede Básica Fronteira
                  545.050,05                    669.711,60 
0,23%
1,23%
Uso do sistema de distribuição
                  853.962,65                      58.690,68 
-93,13%
-1,45%
0,11%
Total de Parcela A
29.572.318,37
            
25.212.055,11
              
-14,74%
-7,94%
46,42%
Total de Parcela B
25.342.582,27
            
29.100.000,00
              
14,83%
6,84%
53,58%
Variação econômica
-1,10%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.309.513,98 
2,38%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (231.411,42)
-0,42%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
274.050,37
                   
0,50%
Compensação DIC FIC
(69.297,57)
                   
-0,13%
Subvenção CDE
(21.380.055,69)
            
-38,93%
Previsão de Risco Hidrológico
742.337,70
                   
1,35%
Total Financeiros  
18.685.302,93
-              
-35,25%
Variação econômica e financeira
-36,35%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
42,77%
6,42%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 67 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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cotas anuais de CDE USO para o ano de 2021, com efeito de 0,36%, decorrente 
do cálculo das cotas anuais de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -1,06%. Tal efeito deriva da redução dos 
montantes de uso de sistema de distribuição contratados junto à RGE.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -7,92% na tarifa vigente. Esse impacto negativo é reflexo do novo 
contrato de compra de energia no ACL firmado pela Cooperluz junto à Electra 
Comercializadora, o qual substituiu parte do suprimento da RGE a partir de 
01/01/2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 53,58% da Receita, resultando 
num efeito de 6,84% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -1,10%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -34,03%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (42,77%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 6,42%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários20, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cooperluz, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 302.803,46. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
 
20 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação D34FF236005F3AAB
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Fls. 68 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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TABELA I.12.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
O Gráfico I.12.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.12.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE.  
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
464,55
                 
538,81
                 
1.003,36
              
Subsidio Geração Fonte Incentivda
(2,04)
                    
1.292,13
              
1.290,09
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
1.730,76
              
6.608,97
              
8.339,73
              
Subsidio Rural
12.062,63
            
246.580,43
          
258.643,06
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
6.647,35
              
26.879,88
            
33.527,23
            
TOTAL
20.903,25
            
281.900,21
          
302.803,46
          
Custo de 
Distribuição
44,2%
Custo de Energia
26,3%
Custo de 
Trasnmissão
4,1%
Encargos 
Setoriais
7,9%
ICMS
15,3%
PIS/COFINS
2,3%
Impostos
17,6%
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Fls. 69 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                       Gráfico I.12.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
Pleitos Específicos 
Não há pleito específico. 
 
 
 
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Fls. 70 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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I.13. Creral 
  
 
A Creral, sediada na cidade de Erechim - RS, atende cerca de 8 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 47 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.13.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 54,93% da receita econômica da Permissionária. A variação dos 
custos relativos a essa parcela representa -0,12% da variação econômico-financeira da Creral, cuja 
variação total foi de 4,65%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,05% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,32%, decorrente do recolhimento das cotas 
anuais de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 3,55%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               4.483.310,64                 4.981.057,41 
11,10%
1,05%
10,06%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    98.986,02                    108.896,21 
10,01%
0,02%
0,22%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               3.851.843,79                 4.001.718,29 
3,89%
0,32%
8,08%
PROINFA
                  532.480,83                    667.915,43 
25,43%
0,29%
1,35%
ENERGIA COMPRADA 
             16.227.116,34               13.992.854,36 
-13,77%
-4,72%
28,25%
Energia  
             16.227.116,34               13.992.854,36 
-13,77%
-4,72%
28,25%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               6.554.184,10                 8.234.296,69 
25,63%
3,55%
16,62%
Uso do sistema de distribuição
               6.554.184,10                 8.234.296,69 
25,63%
3,55%
16,62%
Total de Parcela A
27.264.611,08
            
27.208.208,46
              
-0,21%
-0,12%
54,93%
Total de Parcela B
20.067.521,20
            
22.325.411,55
              
11,25%
4,77%
45,07%
Variação econômica
4,65%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.667.305,31 
3,52%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (274.753,60)
-0,58%
Compensação DIC FIC
(96.117,59)
                   
-0,20%
Subvenção CDE
(8.787.633,23)
              
-18,57%
Previsão de Risco Hidrológico
682.236,95
1,44%
Total Financeiros  
-6.808.962,17
-14,39%
Variação econômica e financeira
-9,74%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
21,05%
11,31%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 71 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -4,72% na tarifa vigente. Esse impacto negativo é reflexo do novo 
contrato de compra de energia no ACL firmado pela Creral junto à Electra 
Comercializadora, o qual substituiu parte do suprimento da RGE Sul, a partir de 
01/01/2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,07% da Receita, resultando 
num efeito de 4,77% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 4,65%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de R$ -6.808.962,17, contribuindo com -14,39% para o efeito médio final nas tarifas 
de energia elétrica vigentes para a Creral.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários21, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Creral, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 208.201,19. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.13.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
 
 
21 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Geração Fonte Incentivda
(438,41)
                
7.444,90
              
7.006,49
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
76,34
                   
713,98
                 
790,32
                 
Subsidio Rural
(3.547,20)
             
171.269,56
          
167.722,36
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
10.882,04
            
21.799,99
            
32.682,03
            
TOTAL
6.972,77
              
201.228,42
          
208.201,19
          
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Fls. 72 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
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O Gráfico I.13.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.13.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE.  
 
 
                       Gráfico I.13.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
 
Custo de 
Distribuição
37,6%
Custo de Energia
23,6%
Custo de 
Trasnmissão
13,9%
Encargos 
Setoriais
8,4%
ICMS
16,5%
PIS/COFINS
0,0%
Impostos
16,5%
421,37
421,37
303,04
315,06
383,55
462,38
421,46
466,23
550,96
607,33
642,19
700,57
422,53
329,56
329,56
284,78
350,69
446,80
415,49
433,86
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
ago-12
jan-13
RTE-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Creral
RGE Sul
IGP_M
IPCA
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Fls. 73 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.14. Ceris 
  
 
A Ceris, sediada na cidade de São Lourenço da Serra - SP, atende cerca de 6 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 12 milhões. Este ano a 
permissionária será submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária 
optou por assinar o termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue 
o que está definido no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.14.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 41,03% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 4,96% da variação econômico-financeira da Ceris, cuja 
variação total foi de 11,95%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,68% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, o aumento das 
cotas de CDE USO, que impactou o reajuste em 0,39%. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,40%. Tal efeito deriva da variação do Custo 
de Uso de Sistemas de Distribuição da Eletropaulo.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               1.086.878,73                 1.168.963,12 
7,55%
0,68%
8,67%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    32.711,45                      36.574,64 
11,81%
0,03%
0,27%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
                  932.586,34                    979.868,32 
5,07%
0,39%
7,26%
PROINFA
                  121.580,94                    152.520,16 
25,45%
0,26%
1,13%
ENERGIA COMPRADA 
               2.107.336,55                 2.574.404,23 
22,16%
3,88%
19,09%
Energia  
               2.107.336,55                 2.574.404,23 
22,16%
3,88%
19,09%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               1.743.190,15                 1.791.532,74 
2,77%
0,40%
13,28%
Uso do sistema de distribuição
               1.743.190,15                 1.791.532,74 
2,77%
0,40%
13,28%
Total de Parcela A
4.937.405,43
              
5.534.900,09
                
12,10%
4,96%
41,03%
Total de Parcela B
7.111.172,20
              
7.953.642,98
                
11,85%
6,99%
58,97%
Variação econômica
11,95%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   148.015,58 
1,23%
Neutralidade Encargos Setoriais
                    (26.068,54)
-0,22%
Compensação DIC FIC
(160.993,92)
                 
-1,34%
Subvenção CDE
(2.351.222,42)
              
-19,51%
Total Financeiros  
2.390.269,29
-                
-19,84%
Variação econômica e financeira
-7,89%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
22,13%
14,24%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 74 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 3,88% na tarifa vigente. Esse impacto é reflexo da variação da tarifa 
de suprimento da Eletropaulo. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 58,97% da Receita, resultando 
num efeito de 6,99% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 11,95% foram adicionados os componentes financeiros 
devidos, no total de -19,84%, e o percentual de 22,13%, associados à retirada dos financeiros do 
processo anterior conjugado com a redução dos descontos para os consumidores rurais, resultando 
no efeito médio final para o consumidor de 14,24%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários22, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceris, em relação às 
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 4.831,07. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela a 
seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.7.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.14.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
 
22 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(114,22)
                
296,15
                 
181,92
                 
Subsidio Rural
(427,76)
                
5.076,91
              
4.649,14
              
TOTAL
(541,98)
                
5.373,05
              
4.831,07
              
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Fls. 75 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.14.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Eletropaulo.  
 
 
                       Gráfico I.14.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
Custo de 
Distribuição
46,4%
Custo de Energia
15,0%
Custo de 
Trasnmissão
10,5%
Encargos 
Setoriais
6,8%
ICMS
19,2%
PIS/COFINS
2,1%
Impostos
21,3%
364,27
364,27
364,27
322,36
278,06
365,46
365,46
441,30
484,86
531,81
604,56
688,71
291,14
238,01
238,44
238,44
290,16
436,11
404,43
419,61
483,63
515,59
534,19
594,48
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
jul-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Ceris
Eletropaulo
IGP_M
IPCA
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Fls. 76 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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I.15. Ceriluz 
  
 
A Ceriluz, sediada na cidade de Ijuí - RS, atende cerca de 14 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 90 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o 
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido 
no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.15.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 56,46% da receita econômica da Permissionária. A variação dos 
custos relativos a essa parcela representa -5,52% da variação econômico-financeira da Ceriluz, cuja 
variação total  foi de -3,34%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
4,04% no presente reajuste tarifário. Destacam-se, principalmente: (i) o início do 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               9.378.672,06               13.005.434,43 
38,67%
4,04%
14,97%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  163.915,83                    184.177,52 
12,36%
0,02%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               8.096.267,29                 8.410.306,49 
3,88%
0,35%
9,68%
CDE Conta-COVID
                                -                   2.202.975,46 
2,45%
2,54%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      805.299,27 
0,90%
0,93%
PROINFA
               1.118.488,95                 1.402.675,69 
25,41%
0,32%
1,61%
ENERGIA COMPRADA 
             31.621.873,12               22.281.523,62 
-29,54%
-10,39%
25,65%
Energia  
             31.621.873,12               22.281.523,62 
-29,54%
-10,39%
25,65%
TRANSPORTE DE ENERGIA
             13.005.263,25               13.755.494,97 
5,77%
0,83%
15,84%
Rede Básica
               2.232.072,01                 1.966.646,00 
-11,90%
-0,30%
2,26%
Rede Básica Fronteira
               3.259.632,95                 2.467.291,00 
-24,30%
-0,88%
2,84%
Conexão
               1.426.502,63                 1.166.123,54 
-18,30%
-0,29%
1,34%
Uso do sistema de distribuição
               6.087.055,67                 8.155.434,43 
33,98%
2,30%
9,39%
Total de Parcela A
54.005.808,44
            
49.042.453,02
              
-9,19%
-5,52%
56,46%
Total de Parcela B
35.854.336,93
            
37.819.712,54
              
5,48%
2,19%
43,54%
Variação econômica
-3,34%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                2.763.359,79 
3,08%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (243.492,39)
-0,27%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
582.395,58
                   
0,65%
Compensação DIC FIC
(8.529,17)
                     
-0,01%
Subvenção CDE
(16.723.686,88)
            
-18,61%
Previsão de Risco Hidrológico
2.371.001,23
2,64%
Efeito Conta COVID
(4.880.985,94)
              
-5,43%
Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da Ren 414/2021
-54,54
0,00%
Total Financeiros  
13.169.104,60
-              
-17,96%
Variação econômica e financeira
-21,30%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
34,33%
13,03%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 77 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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recolhimento do Encargo de Energia de Reserva (EER) e Encargo de Energia de 
Sistema (ESS), com efeito de 0,90%, decorrente da contratação de energia no ACL 
em substituição parcial do suprimento de energia com a RGE; e (ii) o início do 
recolhimento da CDE Covid, com efeito de 2,45%, correspondente ao 
recolhimento dos recursos para pagamento dos empréstimos destinados à Conta 
Covid. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,83%. Tal efeito positivo deriva do aumento 
dos custos de uso de sistema de distribuição contratados junto à RGE.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -10,39% na tarifa vigente. Esse impacto negativo é reflexo do novo 
contrato de compra de energia no ACL firmado pela Ceriluz junto à Electra 
Comercializadora, o qual substituiu grande parte do suprimento da RGE, com 
início de vigência 01/08/2021. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 43,54% da Receita, resultando 
num efeito de 2,19% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -3,34% foram adicionados os componentes financeiros 
devidos, no total de -14,66%, e o percentual de 34,33%, associados à retirada dos financeiros do 
processo anterior conjugado com a redução dos descontos para os consumidores rurais, resultando 
no efeito médio final para o consumidor de 13,03%.  
 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, cujos montantes 
somados implicaram em impacto de -5,43% neste reajuste. Os montantes em questão equivalem a 
100% dos valores remanescentes, não contemplados no processo tarifário de 2020, 
correspondentes aos itens previstos no §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários23, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceriluz, em relação às 
 
 
23 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação D34FF236005F3AAB
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.001136/2021-00

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Fls. 78 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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competências entre julho de 2021 a junho de 2022 , é de R$ 701.617,25. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.15.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.15.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.15.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
RGE.  
 
 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
68.535,65
            
105.185,86
          
173.721,51
          
Subsidio Geração Fonte Incentivda
13.948,01
            
53.635,28
            
67.583,29
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
805,58
                 
17.313,58
            
18.119,16
            
Subsidio Rural
20.602,24
            
273.960,97
          
294.563,21
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
23.693,06
            
123.937,02
          
147.630,08
          
TOTAL
127.584,53
          
574.032,72
          
701.617,25
          
Custo de 
Distribuição
35,9%
Custo de Energia
21,2%
Custo de 
Trasnmissão
13,1%
Encargos 
Setoriais
12,4%
ICMS
16,6%
PIS/COFINS
0,8%
Impostos
17,4%
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Fls. 79 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
 
 
                       Gráfico I.15.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
 
 
 
 
 
458,59
458,59
323,39
339,78
301,13
344,61
363,70
415,73
454,61
514,23
496,95
539,69
422,53
329,56
329,56
284,78
350,69
446,80
415,49
433,86
527,59
560,27
589,57
643,09
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
 1.150
ago-12
jan-13
RTE-13
jul-13
jul-14
jul-15
jul-16
jul-17
jul-18
jul-19
jul-20
jul-21
R$ / MWh
Ceriluz
RGE
IGP_M
IPCA
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 DAVI ANTUNES LIMA, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, ANA LUCIA DE ANDRADE PASSOS, ERIKA BRAGA LOURENCATTO, FRANCISCO DE MATTOS FAE, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO
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