8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 16/03/2021 
 
 
VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004622-54 e 48500.005344/2020-52  
 
INTERESSADO: CPFL Santa Cruz 
 
RELATOR: Sandoval de Araújo Feitosa Neto 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição – SRD. 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Companhia Jaguari de Eletricidade – CPFL Santa 
Cruz 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 076/2020. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição n. 015, de 1999, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CPFL Santa Cruz1, estabelece 
a data de 22 de março de 2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da Concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de 
Distribuição de Energia Elétrica estão contidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação 
Tarifária – Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária2.  
 
 
1 Conforme Art. 2º da Resolução Autorizativa - REA 6.723/2017 , de 21 de novembro de 2017, foi dada anuência pela ANEEL à 
incorporação societária pela concessionária CPFL Jaguari (contrato de concessão 15/1999, CNPJ 53.859.112/0001-69) das 
concessionárias CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Santa Cruz, até então detentoras dos contratos de 
concessão nº 17/1999, 18/1999, 19/1999 e 21/1999, respectivamente. Conforme parágrafo 4º daquele mesmo artigo da REA 
6.723/2017, no ato da incorporação a razão social da concessionária incorporadora, CPFL Jaguari, deverá ser mantida, 
adotando o nome de fantasia de CPFL Santa Cruz, sendo esta última denominação utilizada nesta NT. 
 
2 Quando aplicável, também serão considerados os regramentos previstos na Resolução Normativa - REN n.º 716, de 3 de maio 
de 2016, que fixou os critérios para o agrupamento de áreas de concessão atendidas por concessionárias de distribuição de 
energia elétrica sujeitas a controle societário comum e o tratamento tarifário da nova área de concessão.

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3. 
Em 4 de dezembro de 2020, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de 
Mercado – SRM, encaminhou a Nota Técnica n. 143/2020-SRM/ANEEL/2020, com as informações 
necessárias à aplicação de metodologia de cálculo de custos operacionais e das perdas não técnicas nesse 
processo de revisão tarifária da CPFL Santa Cruz, considerando o respectivo agrupamento das 
concessionárias. 
 
4. 
Em 15 de dezembro de 2020, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP 
n. 076, de 2020, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 16 de dezembro de 2020 a 1º de fevereiro de 2021, tendo sido realzada 
Audiência Pública no dia 21 de janeiro de 2021, por videoconferência. 
 
5. 
Em 18 de fevereiro de 2021, por meio da Nota Técnica nº 0009/2021-SRD/ANEEL, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD encaminhou as informações relativas 
ao cálculo das perdas técnicas regulatórias. 
 
6. 
Em 23 de fevereiro de 2021, por meio da Nota Técnica n. 0013/2021-SRD/ANEEL, a SRD 
apresentou proposta para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades 
consumidoras da CPFL Santa Cruz, para o período de 2022 a 2026, após análise das contribuições 
recebidas na Consulta Pública. 
 
7. 
Em 1º de março de 2021, por meio da Nota n. 027/2021-SGT/ANEEL, foi disponibilizada no 
site da Agência, no link da Consulta Pública n. 076, de 2020, a análise das contribuições relativas à matéria 
tarifária.  
 
8. 
Em 9 de março de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, 
por meio do Memorando n. 051/2021-SFF/ANEEL, informou os valores referentes à Base de Remuneração 
Regulatória da Concessionária. 
 
9. 
No dia 11 de março de 2021, a concessionária apresentou, por meio da Carta nº 
016/RR/CPFL SANTA CRUZ/20213, proposta de: (i) diferimento tarifário, por meio de componente 
financeiro negativo, no valor de R$ 45.559.416,76 e (ii) inclusão de item financeiro extraordinário 
 
3 Documento SIC 48513.006627/2021-00

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referente à devolução de créditos fiscais associados ao excesso de tributo decorrente da indevida inclusão 
do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS, no total de R$ 20.240.583,24, equivalente a 78,85% dos 
créditos fiscais recuperados e efetivamente aproveitados pela companhia até fevereiro de 2021. Em 
contatos posteriores com a equipe da SGT o valor citado em (i) teve incremento de montante de R$ 
1.500.000,00, restando como resultado a atenuação do impacto tarifário médio para o consumidor nesse 
processo para 9,95%. 
 
10. 
Em 12 de março de 2021, por meio da Nota Técnica n. 036/2021-SGT/ANEEL, a SGT 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da CPFL Santa Cruz. 
 
11. 
Em 13 de março de 2021, a proposta final da Revisão Tarifária foi encaminhada à 
Distribuidora e ao Conselho de Consumidores. Vale destacar que foram realizadas reuniões virtuais, em 
função da pandemia de coronavirus, com a distribuidora e o Conselho de Consumidores, respectivamente, 
em 3 e 7 de março, para discussão sobre a planilha de cálculo da revisão. 
 
12. 
É o relatório. 
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
13. 
O presente processo trata da revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz, a vigorar a 
partir do dia 22 de março de 2021, bem como da definição dos correspondentes limites dos indicadores 
de continuidade DEC e FEC, para o período de 2022 a 2026.   
14. 
Ao avaliar os autos do processo, encaminho Decisão no sentido de HOMOLOGAR o 
resultado da Revisão Tarifária Periódica, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores 
de 9,95%, sendo 18,27% para os consumidores em alta tensão e 5,38% para os consumidores em baixa 
tensão, conforme Tabela 1: 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
18,27%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
5,38%
Efeito Médio AT+BT
9,95%

Pág. 4 de 20 
 
 
15. 
O efeito médio de 9,95% decorre: (i) do reposicionamento econômico dos itens de custos 
das Parcelas A e B, com efeito tarifário de 16,98%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados 
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 0,21%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão, que 
representam um impacto de -7,24%. 
 
16. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade 
tarifária a qual pertence. A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa 
tensão se deve em boa parte pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os 
consumidores da AT, como o aumento da CDE e dos custos de rede básica. 
 
17. 
O Gráfico 1 apresenta o detalhamento do efeito médio por modalidade de custo. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Reposicionamento Tarifário 
 
18. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com 
a cobertura dos custos operacionais e com a remuneração dos investimentos prudentes.

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19. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, a variação entre 
os valores atuais e os estabelecidos nesta revisão tarifária, a contribuição de cada item para o efeito médio 
calculado e a participação de cada item na composição da receita da concessionária.

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Tabela 2 – Revisão Tarifária da CPFL Santa Cruz 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
836.100.284
         
972.247.169
         
16,28%
11,90%
72,7%
Encargos Setoriais
209.539.302
         
242.726.811
         
15,84%
2,90%
18,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.717.249
              
1.874.091
              
9,13%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
151.160.301
         
158.518.450
         
4,87%
0,64%
11,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
11.626.679
           
1,02%
0,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                              
9.470.151
              
0,83%
0,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
24.845.835
           
23.184.589
           
-6,69%
-0,15%
1,7%
PROINFA
21.185.889
           
26.515.788
           
25,16%
0,47%
2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
10.630.029
           
11.537.063
           
8,53%
0,08%
0,9%
Custos de Transmissão
173.449.073
         
222.281.079
         
28,15%
4,27%
16,6%
Rede Básica
67.543.272
           
96.252.758
           
42,51%
2,51%
7,2%
Rede Básica Fronteira
75.831.727
           
88.643.575
           
16,90%
1,12%
6,6%
Rede Básica ONS (A2)
1.079.421
              
750.831
                 
-30,44%
-0,03%
0,1%
MUST Itaipu
7.978.487
              
11.381.076
           
42,65%
0,30%
0,9%
Transporte de Itaipu
12.252.397
           
15.403.855
           
25,72%
0,28%
1,2%
Conexão
6.609.319
              
7.410.013
              
12,11%
0,07%
0,6%
Uso do sistema de distribuição
2.154.450
              
2.438.971
              
13,21%
0,02%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
452.497.622
         
501.066.796
         
10,73%
4,25%
37,5%
Receitas Irrecuperáveis
614.287
                 
6.172.483
              
904,82%
0,49%
0,5%
PARCELA B
307.520.011
         
365.611.270
         
18,89%
5,08%
27,3%
Custos Operacionais
159.756.776
         
160.040.392
         
0,18%
0,02%
12,0%
Anuidades
31.850.949
           
31.768.227
           
-0,26%
-0,01%
2,4%
Remuneração
84.877.057
           
134.167.683
         
58,07%
4,31%
10,0%
Depreciação
39.668.613
           
65.683.626
           
65,58%
2,27%
4,9%
Outras Receitas
(8.633.385)
            
(14.257.776)
          
65,15%
-0,49%
-1,1%
Ultrap.Demanda e Exced. Reativo
-
                          
(11.790.881)
          
0,00%
-1,03%
-0,9%
RT considerando a varição tarifária da RTE
1.143.620.295
      
1.337.858.439
      
16,98%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
2.401.054
              
0,21%
CVA em processamento - Energia
98.577.253
           
8,62%
CVA em processamento -Transporte
39.699.535
           
3,47%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(1.490.823)
            
-0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
77.727
                   
0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
2.965.246
              
0,26%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
4.568.206
              
0,40%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(740.599)
                
-0,06%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(14.896)
                  
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(5.784.431)
            
-0,51%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.061.248
              
0,18%
Previsão de Risco Hidrológico
36.199.213
           
3,17%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a)
4.898
                      
0,00%
Conselho de Consumidores
(1.349.507)
            
-0,12%
Ajuste CUSD
180.774
                 
0,02%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
9.726
                      
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(43.321.848)
          
-3,79%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(14.475.095)
          
-1,27%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(10.948.651)
          
-0,96%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
388.581
                 
0,03%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(29.426.184)
          
-2,57%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(4.300.223)
            
-0,38%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(3.179.095)
            
-0,28%
Crédito PIS/COFINS
(20.240.583)
          
-1,77%
Diferimento
(47.059.417)
          
-4,11%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-7,24%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,95%

Pág. 7 de 20 
 
 
20. 
O reposicionamento econômico de 16,98% é composto pelo aumento de 11,90% na 
Parcela A e do aumento de 5,08% na Parcela B. 
 
21. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em 
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica. A Parcela A 
representa 72,67% dos custos da concessionária e sua variação contribuiu com o efeito médio em 11,90%. 
 
22. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,90%. Destaca-se, o 
aumento do orçamento da CDE-USO, decorrente da consideração das cotas anuais da CDE para 2021 de 
acordo com a CP 072/2020 , contribuiu para o aumento do efeito médio de 0,64%. O Encargo CDE – Conta-
Covid, tendo como referência o Despacho n. 181, de 2021, representou impacto de 1,84%. 
 
23. 
Por sua vez, os custos de transmissão impactaram a revisão em 4,27%. Sobre esse item, 
destaca-se a aprovação das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais 
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias n. 2.725 e n. 
2.726, ambas de julho de 2020. 
 
24. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão em 4,25%. Contribuiu 
significativamente para essa variação o aumento do custo da energia proveniente de Itaipu, que responde 
pelo impacto de 3,06%, decorrente da variação positiva do dólar cuja cotação de cobertura passou de 
R$ 4,41/US$ no processo de 2020, para R$ 5,48 /US$ neste processo. O gráfico a seguir detalha os 
impactos do custo com compra de energia por tipo de contrato da concessionária.

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Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
Perdas Regulatórias 
 
25. 
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 6,8450% em relação à energia injetada. 
 
26. 
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. 
 
27. 
No caso da CPFL Santa Cruz, estabeleceu-se como referência o valor de 3,4164% do 
mercado de Baixa Tensão, computado a partir do percentual médio do ciclo anterior (2016-2020), a ser 
considerado por todo o ciclo 2021-2025. 
 
Custos da Parcela B 
 
4,25%
0,47%
-0,20%
0,21%
-0,16%
0,34%
3,06%
0,50%
0,02%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

Pág. 9 de 20 
 
28. 
A Parcela B, que representa os custos com a atividade de distribuição, é o ponto central 
das metodologias de revisão tarifária. 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 27,33% dos custos da concessionária, impactando a revisão em 5,08%. 
 
29. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
30. 
  No caso da CPFL Santa Cruz, os custos operacionais variaram em 0,18%, contribuindo para 
uma variação tarifária de 0,02%. 
 
31. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
32. 
A remuneração do capital variou 58,07% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de 4,31%. A situação adveio principalmente do aumento de 72,41% 
da Base de Remuneração Líquida, em decorrência dos investimentos realizados pela CPFL Santa Cruz 
desde sua última revisão tarifária (considerando na RTP de 2016 o somatório das empresas componentes 
do atual agrupamento). A redução da taxa de remuneração regulatória atenuou o impacto tarifário.  O 
Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.

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Gráfico 3 – Efeito da remuneração do capital sobre a revisão 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
33. 
A quota de reintegração regulatória variou 65,58% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 2,27%. Este aumento se dá principalmente em 
função da variação da base bruta em 61,24%, enquanto a taxa média de depreciação variou 4,34%. O 
Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4 – Efeitos da Quota de Reintegração sobre a revisão  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
34. 
Já a cobertura para anuidades variou -0,26% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de -0,01% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios

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adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, 
da qual o cálculo das anuidades depende. 
 
35. 
Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER) 
no período de referência são subtraídos da Parcela B. Cabe destacar que foram também considerados os 
respectivos montantes relacionados a período anterior, de setembro de 2015 a fevereiro de 2017, em 
atendimento ao estabelecido no parágrafo 38 do  Proret 2.1A. Os valores em questão tiveram o impacto 
de -1,03% nas tarifas. Quanto a Outras Receitas (OR), o impacto foi de -0,49%. 
 
Componentes Financeiros 
 
36. 
Uma vez demonstrado o reposicionamento tarifário econômico, passa-se agora a 
apresentar os componentes financeiros4 considerados nesta revisão tarifária da CPFL Santa Cruz, 
conforme Tabela 3, que contribuíram para um impacto tarifário em 0,21%. 
 
 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos 
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

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Tabela 3 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
37. 
Os componentes financeiros mais representativos foram a Previsão de Risco Hidrológico e 
a CVA Energia, com impactos no efeito médio de 3,17% e 8,62%, respectivamente. Por outro lado, com 
impacto negativo, a reversão de Risco Hidrológico contribuiu com impacto de -3,79%. 
 
38. 
Quanto aos financeiros relacionados à CONTA-COVID, está sendo considerada a reversão, 
em favor dos consumidores, correspondente a R$ 61.940.667,60. Os montantes em questão equivalem a 
totalidade dos valores recebidos pela CPFL Santa Cruz da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela 
SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, contribuindo, dessa 
forma, para a amenizar o efeito para os consumidores em 5,42%. 
 
39. 
Em atendimento à já citada proposta da concessionária, a consideração da antecipação da 
reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do ICMS da base de cálculo do 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
98.577.253,29
   
8,62%
CVA em processamento -Transporte
39.699.535,18
   
3,47%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(1.490.823,31)
    
-0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
77.726,50
           
0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
2.965.245,79
     
0,26%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
4.568.205,82
     
0,40%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(740.598,64)
       
-0,06%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(14.895,85)
          
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(5.784.430,93)
    
-0,51%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.061.247,60
     
0,18%
Previsão de Risco Hidrológico
36.199.213,07
   
3,17%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a)
4.898,28
             
0,00%
Conselho de Consumidores
(1.349.506,61)
    
-0,12%
Ajuste CUSD
180.774,18
         
0,02%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
9.725,92
             
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(43.321.848,20)
  
-3,79%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(14.475.094,98)
  
-1,27%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(10.948.650,96)
  
-0,96%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
388.580,86
         
0,03%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(29.426.184,28)
  
-2,57%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(4.300.223,40)
    
-0,38%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(3.179.094,85)
    
-0,28%
Crédito PIS/COFINS
(20.240.583,24)
  
-1,77%
Diferimento
(47.059.416,76)
  
-4,11%
Total
2.401.054,50
     
0,21%

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PIS/PASEP e da COFINS, assunto que é tema da Consulta Pública 05/2021 ainda aberta a contribuições, 
como componente financeiro negativo extraordinário nessa revisão a ser compensado do montante total 
habilitado pela Receita Federal do Brasil, no valor de R$ 20.240.583,24, impactaram em -1,77%. 
 
40. 
Adicionalmente a este efeito, a concessionária solicitou um diferimento, na forma de um 
componente negativo, no valor de R$ 45.559.416,76, posteriormente complementado em R$1.500.000, 
cuja inclusão impactou a tarifa em -4,11%. 
 
41. 
Destaca-se ainda que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,05% de redução nas 
tarifas. 
 
42. 
Quanto à sobrecontratação involuntária de energia, vale destacar que resta pendente de 
julgamento o recurso administrativo interposto pela concessionária em face do Despacho n. 2.508/2020-
SGT-SRM/ANEEL5, que definiu os valores de exposição e sobrecontratação involuntárias dos agentes de 
distribuição referentes ao ano de 2016 e 2017. O julgamento do referido recurso pela Diretoria Colegiada 
da ANEEL será considerado em processos tarifários futuros da concessionária. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
43. 
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. 
 
44. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo que apenas 1 deles é definido na revisão 
tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
45. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indica a necessidade de revisão desses 
 
5 Despacho 2.508/2020 - Publica os valores de exposição e sobrecontratação involuntárias dos agentes de distribuição 
referentes ao ano de 2016 e 2017 - http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20202508ti.pdf

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custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da CPFL Santa Cruz é de -0,09%. 
 
46. 
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 para o processo atual 
é de 0,79%. 
 
47. 
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 2018 e 2019, resultando em -0,76%. 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. 
 
48. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Santa Cruz, até a próxima 
revisão tarifária, será de -0,09%, equivalente ao Componente T, sendo que os Componentes Q e Pd devem 
ser calculados em cada processo de reajuste. 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
49. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de 
março/2021 a fevereiro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 4.147.023,31, conforme 
tabela seguinte. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e 
os realizados no período de março/2020 a fevereiro/2021. 
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
572.242,91
                 
3.162.570,06
              
3.734.812,98
              
Subsídio Geração Fonte Incentivada
53.415,60
                   
256.815,63
                 
310.231,23
                 
Subsídio Distribuição
2.847.677,72
-              
43.260,42
                   
2.804.417,30
-              
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
10.943,88
                   
270.969,93
                 
281.913,81
                 
Subsídio Rural
107.409,44
                 
1.441.227,81
              
1.548.637,25
              
Subsídio Irrigante/Aquicultor
314.809,57
                 
761.035,77
                 
1.075.845,34
              
Total
1.788.856,31
-              
5.935.879,62
              
4.147.023,31

Pág. 15 de 20 
 
 
50. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos, está demostrada nos Gráficos 5 e 66. 
 
Gráfico 5 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 6 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
51. 
Por fim, o Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial da concessionária 
nos últimos 10 anos (45,27%), considerando-se o resultado dessa revisão, em comparação a variação do 
IGP-M (114,46%) e do IPCA (73,09%) no mesmo período, com indicação até 2017 das empresas individuais 
antes de seu agrupamento. 
 
6 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

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Gráfico 7 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
 
52. 
Os gráficos a seguir, constantes da Nota Técnica n. 0013/2021-SRD/ANEEL apresentam os 
limites para os indicadores DEC e FEC para o período 2022 a 2026, comparando com os valores propostos 
em Consulta Pública. O limite de DEC será reduzido em pouco mais de uma hora ao longo do ciclo tarifário, 
enquanto o limite de FEC será reduzido em pouco mais de 1,2 interrupções. Nota-se o processo de 
melhoria contínua nos limites definidos pela ANEEL.

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Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites propostos para o DEC global da CPFL SANTA CRUZ 
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 9 – Histórico de apuração e limites propostos para o FEC global da CPFL SANTA CRUZ 
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL 
53. 
Por fim, os gráficos seguintes apresentam uma comparação entre os limites propostos para 
a CPFL SANTA CRUZ e os limites de outras distribuidoras da região Sudeste. Observa-se que os limites de 
DEC e FEC da Distribuidora estão aderentes à realidade da região.

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Gráfico 10 – Limites de DEC de distribuidoras da região Sudeste com NUC menor que 1 milhão 
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL 
 
 
Gráfico 11 – Limites de FEC de distribuidoras da região Sudeste com NUC menor que 1 milhão 
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL 
 
 
III. DIREITO 
 
54. 
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.;

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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 015/1999. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
55. 
Diante do exposto e do que consta nos processos 48500.004622/2020-54 e 
48500.005344/2020-52, voto por APROVAR o resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da CPFL Santa 
Cruz, na forma das Resoluções anexas, a fim de: 
 
a) homologar o resultado da quinta revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz, a 
vigorar a partir de 22 de março de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de 9,95%, sendo de 18,27% para os consumidores em alta tensão 
e de 5,38% 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 CPFL Santa Cruz; 
 
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 CPFL Santa Cruz, 
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 de -0,09%;  
 
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela CPFL Santa Cruz; e 
 
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para o período de 2021 a 2025, 
conforme tabela abaixo: 
 
 
 
 
2021 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia 
Injetada 
 6,8450% 
6,8450% 
6,8450% 
6,8450% 
6,8450% 
Perdas Não Técnicas sobre 
Mercado BT 
3,4164% 
3,4164% 
3,4164% 
3,4164% 
3,4164%
    2021      2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia
Injetada  6,8450%      6,8450%      6,8450%      6,8450%      6,8450%    
Perdas Não Técnicas sobre
Mercado BT  3,4164%      3,4164%      3,4164%      3,4164%      3,4164%    

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Brasília, 16 de março de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor