VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004620/2020-65 e 48500.006073/2020-52 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: COCEL - Companhia Campolarguense de Energia 
 
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 2021 da COCEL - Companhia Campolarguense de 
Energia, a vigorar a partir de 29/06/2021, 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. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 27/1998, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da COCEL - Companhia Campolarguense 
de Energia, estabelece a data de 29 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 
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 48500.004620/2020-54, foi distribuído a minha relatoria. 
 
5. 
E, 25 de janeiro de 2021, foram solicitadas à COCEL as informações iniciais para subsidiar o 
cálculo da revisão tarifária, por meio do Ofício n° 15/2020-SGT/ANEEL1, respondido pela concessionária 
mediante a s/n2, de 11 de fevereiro de 2020. 
 
 
1 48581.000099/2021-00 
2 48513.003396/2021-00

6. 
Em 26 de fevereiro de 2021, em resposta ao Memorando nº 198/2020-SGT/ANEEL3, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD enviou, por meio do Memorando nº 
37/2021-SRD/ANEEL4, a apuração das perdas na distribuição da COCEL para fins da Consulta Pública nº 
12/2021. Referidas informações foram complementadas em 02/06/2021, por meio do Memorando nº 
135/2021-SRD/ANEEL5 e da Nota Técnica nº 72/2021-SRD/ANEEL6. 
 
7. 
Em 10 de março de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF 
enviou, por meio do Memorando nº 53/2021-SFF/ANEEL7, os valores solicitados para a composição da 
Base de Remuneração para Consulta Pública nº 12/2021, em função de ter sido questionada em 
18/09/2020, pelo Memorando nº 203/2020-SGT/ANEEL8, de mesma data. 
 
8. 
Em 31 de maio de 2021, por meio de Carta s/n, a Cocel encaminhou informações 
atualizadas relacionadas aos itens financeiros. 
 
9. 
Em 2 de junho de 2021, as informações para cálculo da Parcela B foram complementadas 
por meio do Memorando nº 152/2021-SFF/ANEEL9 (UDEROR), e em 08 de junho de 2021, com o 
Memorando nº 169/2021-SFF/ANEEL10 (base de remuneração). 
 
10. 
Em 17 de junho de 2021, a proposta da revisão tarifária preliminar foi discutida em reunião 
virtual com o Conselho de Consumidores COCEL.  
 
11. 
A Consulta Pública nº 12/2021 foi instaurada pela Diretoria da ANEEL em 30/03/2021 e o 
período de contribuições se estendeu de 31/03/2021 a 14/05/2021. 
 
12. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota 
Técnica n° 71/2021-SRD/ANEEL, de 2 de junho de 2021, apresentou proposta para a fixação dos limites 
para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da COCEL, para o período de 2022 
a 2026. 
 
13. 
A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL11, de 17 de junho de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Cocel. 
 
14. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
 
3 48581.001522/2020-00. 
4 48554.000439/2021-00. 
5 48544.000929/2021-00. 
6 48554.000927/2021-00. 
7 48536.001002/2021-00. 
8 48581.001542/2020-00. 
9 48536.002007/2021-00. 
10 48536.002145/2021-00. 
11 48581.000955/2021-00.

15. 
A revisão das tarifas da COCEL, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 10,64%, sendo de 14,08%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 8,52%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
16. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021 
 
17. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos 
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. Quanto aos 
custos, destaca-se o aumento dos custos de transmissão, que tem impacto mais significativos nos 
consumidores de alta tensão; já quanto às novas TRs, destaca-se o custo médio de construção de redes 
que teve maiores aumentos, comparados a revisão de 2016, na alta e na média tensão. 
 
18. 
O efeito médio de 10,64% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 4,63%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 6,90%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de -0,90%. 
 
19. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
14,08%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,52%
Efeito Médio AT+BT
10,64%

Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
20. 
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. 
 
21. 
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. 
 
0,99%
4,79%
0,12%
0,01%
-1,27%
6,90%
-0,90%
10,64%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da COCEL 
 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
22. 
O reposicionamento econômico de 4,63% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
 
Parcela A 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
91.757.721
          
98.651.992
           
7,5%
5,90%
80,7%
Encargos Setoriais
23.661.972
          
24.818.846
           
4,9%
0,99%
20,3%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
113.915
                
104.742
                 
-8,1%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
17.806.526
          
17.123.002
           
-3,8%
-0,59%
14,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                         
1.001.028
              
0,0%
0,86%
0,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                             
490.422
                 
0,0%
0,42%
0,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
2.269.072
             
2.123.020
              
-6,4%
-0,13%
1,7%
PROINFA
2.479.720
             
2.868.892
              
15,7%
0,33%
2,3%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
992.739
                
1.107.740
              
11,6%
0,10%
0,9%
Custos de Transmissão
20.908.213
          
26.500.835
           
26,7%
4,79%
21,7%
MUST Itaipu
1.120.116
             
1.516.407
              
35,4%
0,34%
1,2%
Transporte de Itaipu
1.719.889
             
2.040.754
              
18,7%
0,27%
1,7%
Uso do sistema de distribuição
18.068.208
          
22.943.673
           
27,0%
4,17%
18,8%
Custos de Aquisição de Energia
47.095.734
          
47.232.618
           
0,3%
0,12%
38,7%
Receitas Irrecuperáveis
91.802
                  
99.694
                   
8,6%
0,01%
0,1%
PARCELA B
25.037.518
          
23.551.677
           
-5,9%
-1,27%
19,3%
Custos Operacionais
17.884.986
          
17.907.470
           
0,1%
0,02%
14,7%
Anuidades
2.575.083
             
2.814.166
              
9,3%
0,20%
2,3%
Remuneração
3.746.378
             
4.786.389
              
27,8%
0,89%
3,9%
Depreciação
2.334.757
             
2.873.915
              
23,1%
0,46%
2,4%
UD+ER+OR
(1.503.686)
           
(4.830.263)
            
221,2%
-2,85%
-4,0%
RT considerando a varição tarifária da RTE
116.795.239
        
122.203.669
         
4,63%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
8.062.919
              
6,90%
CVA em processamento - Energia
6.845.622
              
5,86%
CVA em processamento - Transporte
1.051.920
              
0,90%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.417.992
              
2,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(165.396)
                
-0,14%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(49.374)
                  
-0,04%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
507.033
                 
0,43%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.410.530)
            
-1,21%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(979)
                        
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
1.152
                      
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
6.745.187
              
5,78%
Ajuste CUSD
55.137
                   
0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC
(12.736)
                  
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(5.328.537)
            
-4,56%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
2.258.621
              
1,93%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
605.253
                 
0,52%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(1.171.169)
            
-1,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(2.666.903)
            
-2,28%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(118.617)
                
-0,10%
Conselho de Consumidores 
(308.540)
                
-0,26%
Reversão do Diferimento 2020 (art. 10 ReH 2.706/2020)
1.072.063
              
0,92%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Transporte de 
(546.396)
                
-0,47%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022  - Must Itaipu
(214.728)
                
-0,18%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Energia de Revenda
(1.347.394)
            
-1,15%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas não Técnica
(15.598)
                  
-0,01%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas Técnicas
(100.270)
                
-0,09%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB sobre dist.
(3.159)
                    
0,00%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB sobre merc
(36.735)
                  
-0,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,90%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
10,64%
Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação
Verificada (R$) (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 9 1.757.721 9 8.651.992 7,5% 5,90% 80,7%      
Encargos Setoriais 2 3.661.972 2 4.818.846 4,9% 0,99% 20,3%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 13.915 1 04.742 -8,1% -0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 7.806.526 1 7.123.002 -3,8% -0,59% 14,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 1 .001.028 0,0% 0,86% 0,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 0 4 90.422 0,0% 0,42% 0,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 .269.072 2 .123.020 -6,4% -0,13% 1,7%
PROINFA 2 .479.720 2 .868.892 15,7% 0,33% 2,3%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9 92.739 1 .107.740 11,6% 0,10% 0,9%      
Custos de Transmissão 2 0.908.213 2 6.500.835 26,7% 4,79% 21,7%      
MUST Itaipu 1 .120.116 1 .516.407 35,4% 0,34% 1,2%
Transporte de Itaipu 1 .719.889 2 .040.754 18,7% 0,27% 1,7%
Uso do sistema de distribuição 1 8.068.208 2 2.943.673 27,0% 4,17% 18,8%      
Custos de Aquisição de Energia 4 7.095.734 4 7.232.618 0,3% 0,12% 38,7%      
Receitas Irrecuperáveis 9 1.802 9 9.694 8,6% 0,01% 0,1%      
PARCELA B 25.037.518 23.551.677 -5,9% -1,27% 19,3%      
Custos Operacionais 1 7.884.986 1 7.907.470 0,1% 0,02% 14,7%
Anuidades 2 .575.083 2 .814.166 9,3% 0,20% 2,3%
Remuneração 3 .746.378 4 .786.389 27,8% 0,89% 3,9%
Depreciação 2 .334.757 2 .873.915 23,1% 0,46% 2,4%
UD+ER+OR ( 1.503.686) ( 4.830.263) 221,2% -2,85% -4,0%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 1 16.795.239 1 22.203.669 4,63% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 8 .062.919 6,90%      
  6 .845.622 5,86%    
  1 .051.920 0,90%    
  2 .417.992 2,07%    
  ( 165.396) -0,14%    
  ( 49.374)  -0,04%
0,43%
-1,21%
0,00%  
  5 07.033    
  ( 1.410.530)    
  ( 979)    
  1 .152 0,00%    
  6 .745.187 5,78%    
  5 5.137 0,05%    
  ( 12.736) -0,01%    
Reversão do Risco Hidrológico ( 5.328.537) -4,56%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia 2 .258.621 1,93%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte 6 05.253 0,52%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 1.171.169) -1,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 2.666.903) -2,28%      
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 118.617) -0,10%      
Conselho de Consumidores ( 308.540) -0,26%      
Reversão do Diferimento 2020 (art. 10 ReH 2.706/2020) 1 .072.063 0,92%      
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Transporte de It a i p u ( 546.396) -0,47%      
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Must Itaipu ( 214.728) -0,18%      
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Energia de Revenda ( 1.347.394) -1,15%      
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas não Técnica ( 15.598) -0,01%      
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas Técnicas ( 100.270) -0,09%      
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB sobre dist. ( 3.159) 0,00%      
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB sobre mercad o c a t i v o ( 36.735) -0,03%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,90%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 10,64%      

23. 
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 80,7% dos custos da concessionária, variou em 7,5%, 
o que representa um impacto tarifário 5,90%. 
 
24. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 0,99%. 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 0,42% e 0,86%. 
 
25. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 4,79%. Sobre esse 
item, destaca-se o aumento dos custos de CUSD, devido ao aumento das Tarifas do Uso dos Sistemas de 
Distribuição (TUSD) da Copel, distribuidora na qual a COCEL está conectada, com impacto de 4,17% no 
efeito médio.  
 
26. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,12%. Contribuiu 
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral com a 
TRADENER (1,52%), bem das cotas da lei n. 12.783/2012 (impacto de 0,73%). A energia proveniente de 
Itaipu impactou em -1,67% em virtude da recente queda do Dólar. 
 
27. 
O Gráfico 2 abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia: 
 
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
Perdas Regulatórias 
 
28. 
O valor de perdas técnicas foi informado pela Superintendência de Regulação e 
Distribuição – SRD, por meio do Memorando nº 135/2021, de 21/06/2021, que encaminhou o cálculo 
indicando o percentual de 4,18% em relação à energia injetada.  
0,12%
-0,43%
0,73%
-1,67%
1,52%
-0,03%
Total
 Cotas        Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

29. 
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 COCEL, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 1,70% sobre 
o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.  
 
Custos da Parcela B 
 
30. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 19,3% dos custos da concessionária e variou em  -5,9%, o que 
representa um impacto tarifário de -1,27%. 
 
31. 
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. 
 
32. 
A aplicação da metodologia indicou o aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo, 
porém o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade fizeram 
com que os custos operacionais ficassem apenas levemente superiores daqueles existente nas tarifas 
atuais, variação de 0,1%, com impacto na revisão tarifária de 0,02%.  
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre os Custos Operacionais 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
0,1%
100,1%

Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021 
 
33. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
34. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 27,8% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,89%. A situação adveio 
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$  26,9 milhões (a preço 
de jun/2016) para R$ 37 milhões (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 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
35. 
A quota de reintegração regulatória variou de 23,1%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,46%. O resultado proveio da 
variação da Base de Remuneração Bruta, que passou de R$ 56,7 milhões (a preço de jun/16) para R$ 71,3 
milhões (a preço de junho/2021), combinado com o aumento na taxa média de depreciação em relação 
a última revisão tarifária (de 4,01% para 4,03%). O gráfico a seguir demonstra ambos os efeitos. 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 6,6%
34,4%
127,8%

Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021 
 
36. 
A cobertura para anuidades variou 9,3% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,20% 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. 
 
37. 
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.  
 
38. 
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).  
 
39. 
Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e 
excedente de reativos que no ciclo tarifário anterior eram contabilizadas como obrigações especiais e 
nesta revisão entram como redudores da Parcela B, que juntamente com outras receitas impactaram este 
revisão tarifária em -2,85%.  
 
Componentes Financeiros 
 
40. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da COCEL: 
 
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
0,6%
22,5%
123,1%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
 
41. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
contribuiram com um efeito de 6,90% na atual revisão da concessionária. 
 
42. 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, com 
impacto de -0,94% na revisão tarifária. Considerando que foi estabelecido para a COCEL o valor de R$ 
3.817.815,67 e que, destes, já foram deduzidos no processo tarifário de 2020 o valor de R$ 2.725.002,10 
(valores em junho/2021), restaram para serem compensandos neste Revisão o valor de R$ 1.092.813.77. 
Os montantes somados completam a totalidades dos valores a serem revertidos pela COCEL da Conta-
Covid, previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
 
43. 
Ressalta-se também a Reversão do Diferimento realizado no RTA 2020 da COCEL, de acordo 
com o art. 10 da ReH 2.706/2020, com impacto de 0,92% no efeito. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
6.845.622
           
5,9%
CVA em processamento - Transporte
1.051.920
           
0,9%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.417.992
           
2,1%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(165.396)
             
-0,1%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(49.374)
               
0,0%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
507.033
              
0,4%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.410.530)
          
-1,2%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(979)
                     
0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia
1.152
                   
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
6.745.187
           
5,8%
Ajuste CUSD
55.137
                 
0,0%
Repasse de compensação DIC/FIC
(12.736)
               
0,0%
Reversão do Risco Hidrológico
(5.328.537)
          
-4,6%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
2.258.621
           
1,9%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
605.253
              
0,5%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(1.171.169)
          
-1,0%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(2.666.903)
          
-2,3%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(118.617)
             
-0,1%
Conselho de Consumidores 
(308.540)
             
-0,3%
Reversão do Diferimento 2020 (art. 10 ReH 2.706/2020)
1.072.063
           
0,9%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Tra
(546.396,41)
       
-0,5%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022  - M
(214.727,56)
       
-0,2%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Energia de 
(1.347.393,63)
    
-1,2%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas não
(15.597,94)
          
0,0%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas Téc
(100.269,53)
       
-0,1%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB 
(3.158,95)
            
0,0%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB 
(36.734,67)
          
0,0%
Total
8.062.919
           
6,90%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 6.845.622 5,9%
CVA em processamento - Transporte 1.051.920 0,9%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2.417.992 2,1%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (165.396) -0,1%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  (49.374)  0,0%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 507.033 0,4%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 1.410.530) -1,2%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável (979) 0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia 1.152 0,0%
Previsão de Risco Hidrológico 6.745.187 5,8%
Ajuste CUSD 5 5.137 0,0%
Repasse de compensação DIC/FIC (12.736) 0,0%
Reversão do Risco Hidrológico ( 5.328.537) -4,6%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia 2.258.621 1,9%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte 605.253 0,5%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 1.171.169) -1,0%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 2.666.903) -2,3%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A (118.617) -0,1%
Conselho de Consumidores (308.540) -0,3%
Reversão do Diferimento 2020 (art. 10 ReH 2.706/2020) 1.072.063 0,9%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Tran s p o (r5t4e6 d.3e 9It6a,4ip1u) -0,5%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Mus t I t (a2i1p4u.727,56) -0,2%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Energia de R e v (1en.3d4a7.393,63) -1,2%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas não T é c n i( c1a5.597,94) 0,0%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas Técn i c a s(100.269,53) -0,1%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB so b r e d (i3st.1.58,95) 0,0%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB so b r e ( m3e6r.7ca3d4o,6 c7a)tivo 0,0%      
Total 8 .062.919 6,90%      

44. 
Ressalta-se ainda os financeiros implementados para mitigação dos efeitos 
tarifários, aqui incluídos os relacionados ao reperfilamento de valores devidos a RBSE, com efeito de -
0,65%, bem como os relacionados ao diferimento do pagamento de Itaipu, objeto do Decreto nº 
10.664/2021, com efeito de -1,29%. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
45. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
 
46. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o 
que trata da Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
47. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,69%. Índice que será atualizado a cada reajuste.  
 
48. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da COCEL é de -0,55%. 
 
49. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2019 e 2020, resultando em -0,08%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na 
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas 
praticadas.  
 
50. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da COCEL, até a próxima revisão 
tarifária, será de -0,55%, acrescido dos Componentes Pd e Q, que deverão ser atualizados em cada 
processo de reajuste. 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
51. 
A previsão de subsídios anual para o mercado subsidiado da COCEL no período de 
competência de junho/2021 a maio/22, é de R$ 2.467.903,87, no entanto, em virtude de queda 
considerável no mercado subsidiado fonte incentivada desde junho de 2020, o ajuste, ou seja, a diferença 
entre os valores previstos e realizados no período de junho/2020 até maio/2021, é de -R$4.028.908,00, 
assim, deverá ocorrer compensação dos valores devidos pela distribuidora para CCEE no valor de R$ 
1.561.004,13.

52. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 712.  
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 1706/2021. 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
53. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 78,07%, abaixo da variação do IGP-M, e pouco acima do IPCA no mesmo período, 
respectivamente 129,80% e 73,16%.  
 
 
12 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. 
Custo de       
Distribuição
19,3%
Custo de            
Energia
38,7%
Custo de     
Transmissão
21,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,3%
CDE
15,2%
ESS/EER
1,7%
Outros
1,0%
Impostos
20,3%
Custo de       
Distribuição; 
12,9%
Custo de            
Energia; 
25,9%
Custo de     
Transmissão
; 14,5%
Encargos          
Setoriais; 
13,6%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,1%
ICMS; 
28,2%
PIS/COFINS; 
4,9%
Impostos
; 33,1%

Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
 
54. 
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 PRODIST13. 
 
55. 
Nos Gráficos XX e XY são apresentados o histórico de apuração, os limites globais de DEC 
e FEC propostos pela ANEEL antes e após a Consulta Pública, que são idênticos já que não houve revisão 
dos limites. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a redução média anual 
é de 2,14% no DEC e de 3,79% 
 
 
13 “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 XX. Histórico de apuração e limites globais de DEC da COCEL finais – Pós CP. 
Fonte: Nota Técnica nº 071/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico XX. Histórico de apuração e limites globais de FEC da COCEL finais – Pós CP. 
Fonte: Nota Técnica nº 071/2021-SRD/ANEEL.

56. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da COCEL, apresenta-se, nos Gráficos 9 e 
10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul observa-se que os 
limites de DEC e FEC da COCEL estão aderentes à realidade da região.   
 
 
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0071/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0071/2021-SRD/ANEEL. 
 
57. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta 
em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela XX apresenta os valores pagos e o 
número de compensações efetuadas pela COCEL entre 2016 e 2020. 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela COCEL. 
Ano 
Nº de 
Compensação (R$) 
2016 
 48.062  
 245.394,80  
2017 
 48.248  
 224.695,07  
2018 
 43.207  
 250.793,19  
2019 
 25.898  
 224.126,21  
2020 
 37.360  
 233.934,66
  Ano      Nº de      Compensação (R$)  
        Com 4p8e.n0s6a2ç õ es      245.394,80  
        48.248      224.695,07  
        43.207      250.793,19  
        25.898      224.126,21  
        37.360      233.934,66  

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
 
 
 
III – DIREITO 
 
58. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 27/1998. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
59. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 27/1998 e no que consta dos 
Processos nº 48500.004620/2020-65 e 48500.006073/2020-52 (DEC e FEC), voto:  
 
 
a) pela aprovação do resultado da revisão tarifária periódica 2021 da COCEL, a vigorar a 
partir de 29 de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 10,64%, sendo de 14,08%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 8,52%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão; 
 
341,07
317,75
259,27
278,97
345,74
453,72
531,99
480,99
475,16
546,90
598,23
557,12
561,58
607,35
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
129,80%
80,64%

b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
 
c) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à COCEL, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
d) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) pela fixação do componente T do Fator X em -0,55%;  
 
f) pela fixação dos limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período 
de 2022 a 2026 a serem observados pela COCEL; 
 
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022, 
2023, 2024 e 2025, conforme tabela abaixo: 
 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
4,178% 
4,178% 
4,178% 4,178%% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
1,703% 
1,703% 
1,703% 1,703% 
 
 
22 de junho de 2021 
 
 
HELVIO NEVES GUERRA 
Diretor
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  4,178%      4,178%      4,178%      4,178%%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  1,703%      1,703%      1,703%      1,703%