22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
22/06/2021 
 
VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004621/2020-18 e 48500.006072/2020-16 
 
INTERESSADO: Copel Distribuição S/A 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência De Regulação Dos 
Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Copel Distribuição S/A, a vigorar a partir de 
24/06/2021, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2022 a 2026, consolidados após a 
avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 011/2021. 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 046/1999, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Copel Distribuição S/A, 
estabelece a data de 24 de junho de 2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão 
tarifária e da estrutura tarifária.  
 
3. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa 
nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor 
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 
2020; e dispôs sobre outras providências. 
 
4. 
Em 23 de novembro de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 46/2020, o 
Processo nº 48500.004621/2020-18, foi distribuído a minha relatoria.

5. 
Em 28 de janeiro de 2021 a COPEL protocolou Carta SRF-C/004/2021 na qual remete o 
pleito em relação as rubricas de Componentes Financeiros e CVA – Conta de Compensação de Variação 
de Valores de Itens da Parcela A. 
 
6. 
Em 10 de fevereiro de 2021 a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de 
Mercado – SRM  emitiu Memorando nº 15/2021 no qual informa que não há contratos bilaterais 
vigentes para a COPEL. 
 
7. 
Em 18 de fevereiro de 2021 na 6ª Sessão de Sorteio Público Ordinária, o Processo 
referente ao estabelecimento dos limites de DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade 
Consumidora e FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora da COPEL foi 
distribuído a minha relatoria. 
8. 
Em 26 de março de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT emitiu a Nota 
Técnica n° 049/20211 com a proposta de Revisão Tarifária Periódica da COPEL a ser submetida à 
Consulta Pública. 
9. 
Em 30 de março de 2021 a Diretoria Colegiada decidiu por instaurar consulta pública, na 
modalidade intercâmbio documental, entre 31 de março e 14 de maio de 2021, com reunião virtual, 
em 23 de abril de 2021, para colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à 
Revisão Tarifária Periódica da COPEL e definir os correspondentes limites de DEC e FEC, para 2022 a 
2026. 
10. 
Em 27 de maio de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
– SRD emitiu a Nota Técnica nº 0068/2021-SRD/ANEEL2, por meio da qual apresenta a análise das 
contribuições da Consulta Pública nº 11/2021 e estabelece os limites de DEC e FEC dos conjuntos da 
COPEL para os anos de 2022 a 2026. 
 
 
1 Documento SICNET nº 48581.000483/2021-00. 
2 Documento SICNET nº 48554.000901/2021-00.

11. 
Em 31 de maio de 2021 a COPEL por meio da Carta SRF-C/059/20213, atualizou as 
informações e os valores já apresentados no pleito inicial. 
12. 
Em 02 de junho de 2021 a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – 
SFF, por meio do Memorando nº 150/20214, validou os pagamentos de itens da Parcela A, Garantias 
Financeiras e Receitas de Ultrapassagem de Demanda, Excedente de Reativos e Outras Receitas. 
13. 
Em 10 de junho de 2021 a SFF emitiu o Memorando nº 161/20215, no qual estabelece 
os valores a Base de Remuneração validada e dos montantes das Receitas de Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos referente ao período pré Data Referência de Alteração 
Contratual (DRAC). 
14. 
Em 11 de junho de 2021 a SRD enviou, por meio do Memorando nº 141/20216, a 
apuração das perdas na distribuição da COPEL, consolidada pela Nota Técnica n° 073/2021, de mesma 
data. 
15. 
Em 17 de junho de 2021 a SGT emitiu a Nota Técnica n° 135/20217 que apresenta o 
resultado da Revisão Tarifária da COPEL e a Nota Técnica n° 136/20218 que apresenta o Relatório de 
Contribuições da Consulta Pública nº 011/2021. 
16. 
Em 17 de junho de 2021, a proposta final da Revisão Tarifária foi encaminhada à COPEL 
e ao Conselho de Consumidores. 
17. 
Em 18 de junho de 2021 a COPEL protocolou a Carta REC-DIS-1322/20219 na qual 
complementa seus pleitos anteriores e requer o reconhecimento de componente financeiro negativo 
referente ao Bônus Itaipu no montante de R$ 102.968.407,62, assim como o componente financeiro 
negativo de R$ 702.000.000,00 referente à devolução dos créditos de PIS e COFINS. 
 
 
 
3 Documento SICNET nº 48513.014711/2021-00. 
4 Documento SICNET nº 48536.002001/2021-00. 
5 Documento SICNET nº 48536.002080/2021-00. 
6 Documento SICNET nº 48554.001006/2021-00. 
7 Documento SICNET nº 48581.000958/2021-00. 
8 Documento SICNET nº 48581.000959/2021-00. 
9 Documento SICNET nº 48513.016430/2021-00.

II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
18. 
A revisão das tarifas da COPEL, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 9,89%, sendo de 9,57%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 10,04%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
19. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021 
 
 
20. 
O efeito médio de 9,89% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 9,67%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados 
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 1,19%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que 
representam o impacto de -0,98%. 
21. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,57%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
10,04%
Efeito Médio AT+BT
9,89%
3,66%
4,15%
0,79%
0,02%
1,05%
1,19%
-0,98%
9,89%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
22. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível 
com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos 
prudentes. 
23. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da COPEL 
 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
24. 
O reposicionamento econômico de 9,67% é derivado das variações de custos da Parcela 
A e da Parcela B.  
 
 Descrição 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
8.065.138.938
      
8.997.130.002
            
11,6%
8,63%
75,9%
Encargos Setoriais
2.073.139.358
      
2.468.460.842
            
19,1%
3,66%
20,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
11.671.329
           
12.891.467
                  
10,5%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
1.542.186.852
      
1.534.490.793
            
-0,5%
-0,07%
13,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
183.443.883
               
1,70%
1,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
164.943.034
               
1,53%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
207.487.215
         
209.254.364
               
0,9%
0,02%
1,8%
PROINFA
218.608.718
         
263.689.016
               
20,6%
0,42%
2,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
93.185.245
           
99.748.284
                  
7,0%
0,06%
0,8%
Custos de Transmissão
1.095.658.797
      
1.544.236.677
            
40,9%
4,15%
13,0%
Rede Básica
631.514.679
         
935.965.697
               
48,2%
2,82%
7,9%
Rede Básica Fronteira
212.389.754
         
272.234.096
               
28,2%
0,55%
2,3%
Rede Básica ONS (A2)
2.111.029
              
1.634.091
                    
-22,6%
-0,00%
0,0%
MUST Itaipu
77.770.023
           
112.534.741
               
44,7%
0,32%
0,9%
Transporte de Itaipu
119.427.711
         
151.449.002
               
26,8%
0,30%
1,3%
Conexão
52.445.601
           
70.419.051
                  
34,3%
0,17%
0,6%
Custos de Aquisição de Energia
4.834.813.594
      
4.920.349.759
            
1,8%
0,79%
41,5%
Receitas Irrecuperáveis
61.527.189
           
64.082.725
                  
4,2%
0,02%
0,5%
PARCELA B
2.738.972.983
      
2.852.186.614
            
4,1%
1,05%
24,1%
Custos Operacionais
1.438.003.315
      
1.464.197.322
            
1,82%
0,24%
12,4%
Anuidades
216.941.681
         
241.208.502
               
11,2%
0,22%
2,0%
Remuneração
767.331.744
         
984.418.781
               
28,3%
2,01%
8,3%
Depreciação
393.914.636
         
438.249.902
               
11,3%
0,41%
3,7%
Outras Receitas
(77.218.393)
          
(161.195.860)
              
108,8%
-0,78%
-1,4%
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo
-
                          
(114.692.033)
              
0,0%
-1,06%
-1,0%
RT considerando a varição tarifária da RTE
10.804.111.921
   
11.849.316.616
          
9,67%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
128.930.394
               
1,19%
CVA em processamento - Energia
584.166.977
               
5,41%
CVA em processamento - Transporte
401.981.044
               
3,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
154.288.990
               
1,43%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(826.868)
                      
-0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
6.738.097
                    
0,06%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
86.371.007
                  
0,80%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(5.703.191)
                   
-0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(2.383.709)
                   
-0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
200.509.699
               
1,86%
Garantias financeiras na contratação de energia (CCEAR)
968.817
                       
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
616.265.850
               
5,70%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(383.225)
                      
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(492.500.167)
              
-4,56%
Reversão Conta-Covid 
(338.812.700)
              
-3,14%
Compensação créditos PIS/COFINS
(702.000.000)
              
-6,50%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE
(228.623.563)
              
-2,12%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(102.968.407,62)
        
-0,95%
Reversão de créditos de rescisão (REN 376 e 414)
(48.158.257)
                
-0,45%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,98%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,89%

Parcela A 
 
25. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 75,9% dos custos da concessionária, variou em 
11,6%, o que representa um impacto tarifário 8,63%. 
26. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 3,66%. A partir de 2021, 
por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 
10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das 
distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid 
TUSD são, respectivamente, de 1,53% e 1,70%. 
27. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 4,15%. Destaca-se a 
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas 
das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº 2.724 e 
nº 2.726, ambas de julho de 2020. O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das cassações das 
liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do processamento 
de revisões da RAP até então represadas devido à ausência de definição de metodologia empregada; 
(iii) novas instalações de transmissão entrantes no ciclo 2020-2021. 
28. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,79%. Contribuiu 
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente dos contratos de Energia 
Nova e Alternativa – CCEAR por Disponibilidade, com impacto de 1,03%. 
29. 
O Gráfico 2 a seguir ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:

Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
Perdas Regulatórias 
 
30. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 5,84% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 073/2021-
SRD/ANEEL. 
31. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória 
de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a 
média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória 
é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou 
mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho 
melhores. No caso da COPEL, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido 
em 4,48% sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
Custos da Parcela B 
 
32. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se 
opera a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade 
0,79%
-0,01%
1,03%
0,27%
0,28%
-0,18%
0,38%
-0,98%
0,00%
Total
 CCEAR-DSP
Existente
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Proinfa

de distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados 
pela distribuidora. A Parcela B representa 24,1% dos custos da concessionária e variou em 4,13%, o 
que representa um impacto tarifário de 1,05%. 
33. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
34. 
A aplicação da metodologia indicou um aumento dos custos regulatórios ao longo do 
ciclo, e o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade e e 
ao índice de produtividade fizeram com que os custos operacionais ficassem maiores daqueles 
existente nas tarifas atuais, variação de 1,82%, com impacto na revisão tarifária de 0,24%. 
 
 Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
35. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do 
Custo de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos 
realizados e visa recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
1,82%
101,82%

relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos 
investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, 
veículos e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos 
Ativos Imobilizados em Serviço. 
36. 
A remuneração do capital variou 28,3% em relação aos valores hoje existentes nas 
tarifas, o que representou impacto tarifário de 2,01%. A situação adveio principalmente do aumento 
da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$  4,920 bilhões (a preço de jun/2016) para R$ 8,362 
bilhões (a preço de junho/21). A taxa média de remuneração diminuiu desta revisão comparadas com 
a de 2016.  O Gráfico a seguir demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
37. 
A quota de reintegração regulatória variou de 11,3%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,41% O aumento proveio da 
variação da Base de Remuneração Bruta, que passou de R$ 9,171 bilhões (a preço de jun/16) para R$ 
11,305 bilhões (a preço de junho/2021), combinado como aumento na taxa média de depreciação em 
relação a última revisão tarifária (de 3,68% para 3,73%). O gráfico a seguir demonstra ambos os efeitos. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 11,8%
40,1%
128,3%

Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
38. 
A cobertura para anuidades variou 11,2% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,22% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros 
regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de 
remuneração regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende. 
39. 
Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser 
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição 
de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, 
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida 
por conta e risco das concessionárias.  
40. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e 
demanda de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, 
sendo chamado “Excedente de Reativos” (ER).  
41. 
O efeito tarifário referente as outras receitas nesta revisão tarifária foi de -0,78%. Houve 
alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
1,4%
9,9%
111,3%

que no ciclo tarifário anterior eram contabilizadas como obrigações especiais e nesta revisão entram 
como redutores da Parcela B, sendo o efeito de -1,06%. Ressalta-se que nesta Revisão foram 
considerados os montantes referentes a Excedente Reativo e Ultrapassagem de Demanda anteriores 
a DRAC - dezembro de 2015 a fevereiro de 2017. 
42. 
Nos termos do PRORET 2.1A, define-se como Data Referência de Alteração Contratual – 
DRAC o último dia do mês de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do 
Despacho nº 2.194/2016, ou o último dia do mês da publicação deste PRORET, o que ocorrer por 
último. Para as empresas que ainda não passaram pela 4ª RTP, será considerado como redutor da base 
de remuneração da correspondente revisão, (i) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações 
Especiais até a Data-Base do Laudo de Avaliação dos Ativos, quando a DRAC for posterior à data do 
laudo, ou (ii) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até DRAC, quando a DRAC 
for anterior à data do laudo. 
 
Componentes Financeiros 
 
43. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da COPEL. 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
584.166.977
            
5,41%
CVA em processamento - Transporte
401.981.044
            
3,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
154.288.990
            
1,43%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(826.868)
                  
-0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
6.738.097
                
0,06%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
86.371.007
              
0,80%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(5.703.191)
               
-0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(2.383.709)
               
-0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
200.509.699
            
1,86%
Garantias financeiras na contratação de energia (CCEAR)
968.817
                    
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
616.265.850
            
5,70%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(383.225)
                  
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(492.500.167)
          
-4,56%
Reversão Conta-Covid 
(338.812.700)
          
-3,14%
Compensação créditos PIS/COFINS
(702.000.000)
          
-6,50%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE
(228.623.563)
          
-2,12%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(102.968.408)
          
-0,95%
Reversão de créditos de rescisão (REN 376 e 414)
(48.158.257)
             
-0,45%
Total
128.930.394
            
1,19%

44. 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, com 
impacto de -3,14% na Revisão Tarifária. Considerando que foi estabelecido para a COPEL o montante 
de R$ 886.858.954 e que, destes, ja foram deduzidos no processo tarifário de 2020 o valor de R$ 
546.949.011 (valor já atualizado para junho/2021), restaram a serem compensados nesta Revisão o 
valor de R$ 338.812.700. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores disponíveis a 
serem revertidos pela COPEL da Conta-Covid, previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
45. 
Ainda importante mencionar os créditos de PIS/COFINS incorporados ao cálculo, tendo 
em vista o trânsito em julgado de processo judicial que deu ganho de causa aos consumidores da COPEL 
no montante total aproximado de R$ 5,697 bilhões (em valores de maio/2021). A Copel  reconheceu o 
crédito tributário atualizado no ativo, que deverá ser recuperado utilizando dos seguintes expedientes: 
pela compensação com tributos a recolher dentro do prazo prescricional de 5 anos, e, se necessário, 
com recebimento de precatórios do Governo Federal. O impacto desse componente financeiro ficou 
em -6,50%. 
46. 
Destaco, por oportuno, o impacto do reperfilamento dos custos de transmissão - RBSE - 
considerados nesse processo, com impacto de -2,12%. 
47. 
Por fim, cabe salientar a inclusão nos componentes financeiros de (i) reversão de 
créditos de rescisão contratual e migração de consumidores no montante de R$ - 48.158.257, com 
impacto de -0,45%; e (ii) alocação do saldo do bônus de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665/2021, 
de R$ -102.968.407,62, com impacto de -0,95%. Estas medidas fazem parte de um série de iniciativas 
da ANEEL que contribuíram para a redução dos impactos da pandemia nas tarifas de energia. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
48. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo 
é compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, 
o que contribui para a modicidade tarifária.

49. 
Esse índice é constituído de tres componentes, sendo apenas um deles definido na 
revisão tarifária, o que trata  da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
50. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do 
número de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta 
Revisão é de 0,61%. 
51. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão 
desses custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes 
subsequentes da COPEL é de -0,94%. 
52. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à 
Qualidade e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da 
Concessionária entre 2019 e 2020, resultando em -0,48%. Esse índice almeja incentivar as 
distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia 
seja mais aderente às tarifas praticadas.  
53. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da COPEL, até a próxima revisão 
tarifária, será de -0,94%, acrescido dos Componentes Pd e Q que deverão ser atualizados em cada 
processo de reajuste. 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
54. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de 
junho/2021 a maio/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 48.028.332,86, conforme 
tabela seguinte. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos 
e os realizados no período de junho/2020 a maio/2021.

Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
55. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 710.  
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
 
10 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, 
foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as 
alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado 
da ANEEL. 
Tipo
Ajuste
Previsão
Repasse CDE
Subsídio Carga Fonte Incentivada
2.985.440,05
   
26.411.940,16
 
29.397.380,21
 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
49.644,08
         
2.522.260,83
   
2.571.904,91
   
Subsídio Distribuição
(145.264,49)
     
591.311,70
       
446.047,21
       
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(89.842,75)
        
1.832.227,78
   
1.742.385,03
   
Subsídio Rural
(228.891,98)
     
12.423.861,45
 
12.194.969,46
 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
71.520,47
         
1.237.131,96
   
1.308.652,43
   
Total
2.642.605,38
   
45.018.733,87
 
47.661.339,25
 
Custo de       
Distribuição
24,1%
Custo de            
Energia
41,5%
Custo de     
Transmissão
13,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
PROINFA 2,2%
CDE
15,9%
ESS/EER 1,8%
Outros 1,0%
Encargos
20,8%

Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
56. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 
10 anos, que variaram 80,68%, abaixo da variação do IGP-M, porém acima da variação do IPCA no 
mesmo período, respectivamente 129,80% e 73,16%.  
 
 
 
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
Custo de       
Distribuição; 
16,6%
Custo de            
Energia; 
28,7%
Custo de     
Transmissão; 
9,0%
Encargos          
Setoriais; 
14,4%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,4%
ICMS; 
27,1%
PIS/COFINS; 3,9%
Tributos; 
31,0%
309,26
296,26
242,58
263,55
326,37
430,37
492,31
421,47
416,13
440,56
507,52
517,61 512,77
558,81
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial - 80,68%
IGPM - 129,80%
IPCA - 73,16%

57. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária 
foi obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro 
de 2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 
do Módulo 8 do PRODIST11. 
58. 
Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados os históricos de apuração e os limites globais 
propostos de DEC e FEC para a COPEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 
2026, a redução média anual é de -3,45% a.a. no DEC e de -4,33% a.a. no FEC. 
 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites propostos para o DEC global da COPEL-DIS. 
Fonte: Nota Técnica nº 068/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
11 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas 
BDGD conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de 
unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o 
seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho 
dos conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites propostos para o FEC global da COPEL-DIS. 
Fonte: Nota Técnica nº 068/2021-SRD/ANEEL. 
 
59. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da COPEL, apresenta-se, nos Gráficos 09 e 
10, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Sul observa-se que 
os limites de DEC e FEC da COPEL estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0068/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0068/2021-SRD/ANEEL.

60. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número 
de compensações efetuadas pela COPEL entre 2016 e 2019: 
 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela COPEL. 
Ano 
Nº de Compensações 
Compensação (R$) 
2016 
4.049.450 
17.205.958,43 
2017 
3.642.772 
16.611.962,80 
2018 
4.168.934 
20.344.004,13 
2019 
3.589.101  
20.586.197,39 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
61. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 046/1999. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
62. 
Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.004621/2020 e 
48500.006072/2020-16, voto por APROVAR o resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da Copel 
Distribuição S/A, na forma das Resoluções anexas, a fim de: 
a) homologar o resultado da quinta revisão tarifária periódica da COPEL, a vigorar a 
partir de 24 de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 9,89%, sendo de 9,57% em média para os consumidores em alta 
tensão e de 10,04% em média para os consumidores em baixa tensão; 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da COPEL;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        4.049.450      17.205.958,43  
        3.642.772      16.611.962,80  
        4.168.934      20.344.004,13  
        3.589.101      20.586.197,39  

c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica à COPEL, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
e) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
f) fixar o componente T do Fator X em -0,94%;  
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 
2022 a 2026 a serem observados pela COPEL; e 
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para o período de 2021 a 2026. 
Brasília, 22 de junho de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor