* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
48500.0005051/2020-75 
Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL  
 
Em 08 de dezembro de 2021 
 
 
 
Processo: 48500.005051/2020-75. 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes às Permissionárias de Distribuição de 
Energia Elétrica com aniversário contratual em 22 de 
dezembro de 2021.  
 
 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
Esta Nota Técnica apresenta os resultados dos processos tarifários das 
Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica com aniversário contratual em 22 de dezembro 
de 2021. Os resultados foram calculados em conformidade com as disposições legais e normativas 
pertinentes e segundo as regras estabelecidas nos Contratos de Permissão de Distribuição. O 
detalhamento dos cálculos do processo tarifário de cada permissionária é apresentado no Anexo 1. 
 
II - DOS FATOS   
 
2. 
Os Contratos de Permissão têm por objetivo a regulação da exploração de serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica. Estes Contratos preveem a periodicidade dos processos 
tarifários que podem ser do tipo: Reajuste Tarifário Anual ou Revisão Tarifária Periódica. Os 
Reajustes ocorrem anualmente, nas datas de aniversário contratual, exceto quando acontecem as 
Revisões, estas a cada 4 anos.  
 
3. 
A Resolução Normativa nº 704, de 22 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e 
a revisão dos Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que 
definem as regras de reajuste e de revisão tarifária das permissionárias de serviço público de 
distribuição de energia elétrica e minuta de termo aditivo ao contrato de permissão. 
 
4. 
As permissionárias com aniversário contratual em 22 de dezembro de 2021 seguem 
a metodologia estabelecida pelo PRORET 8.4. A Tabela 1, detalha as informações das 
permissionárias, bem como o processo tarifário ao qual estão submetidas. 
 
 
 
 
 
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Processo nº 48500.005051/2020-75 
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Tabela 1 - Permissionárias com data de aniversário contratual em 22 de dezembro de 2021 
 
 
5. 
Em 22 de novembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT publicou 
o Despacho nº 3.672/2021, fixando os valores das subvenções para Cooperativas, Permissionárias 
e Concessionária, com baixa densidade de carga supridas pela Companhia Estadual de Distribuição 
de Energia Elétrica – CEEE-D. 
 
6. 
Em 6 de dezembro de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças – SAF, as permissionárias encontram-se adimplentes 
com suas obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista 
o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 
15/03/2004. 
 
 
III - DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS 
 
7. 
Para o cálculo tarifário, a receita anual da permissionária é dividida em duas parcelas: 
a “Parcela A”, formada pelos custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia, 
além dos encargos setoriais; e a “Parcela B”, formada por custos diretamente gerenciáveis pela 
permissionária, próprios da atividade de distribuição.  
 
8. 
O cálculo tarifário também compreende o cálculo dos componentes financeiros, que 
não compõem a Parcela A e B da permissionária, mas que são acrescentados ou subtraídos das 
tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos 12 meses subsequentes ao processo 
tarifário em processamento.  
 
9. 
Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 22 
de dezembro de 2021 conduziram ao resultado apresentado na Tabela 2: 
 
Tabela 2 - Efeito Médio Para o Consumidor Cativo 
 
 
 
Sigla
Permissionária
Número do 
Contrato
Tipo de Processo 
Tarifário
Carta
Ceprag
Cooperativa de Eletricidade Praia Grande
19/2010
Revisão 
Tarifária 
Periódica
Ofício nº47de 22/11/21
Coopersul
Cooperativa Regional de Eletrificação Rural Fronteira Sul Ltda. - COOPERSUL
013/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Carta s/n de 22/11/21
Coopernorte
Cooperativa Regional de Distribuição De Energia do Litoral Norte - COOPERNORTE
012/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº32 de 22/11/21
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Efeito B1
Ceprag
0,72%
-11,69%
-10,20%
-12,73%
Coopersul
6,30%
8,86%
8,65%
4,86%
Coopernorte
10,47%
8,30%
8,34%
6,59%
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Sigla  Permissionária  Número do
Contrato  Tipo de Processo
Tarifário  Carta
Ceprag  Cooperativa de Eletricidade Praia Grande  19/2010  Revisão
Tarifária
Periódica  Ofício nº47de 22/11/21
Coopersul  Cooperativa Regional de Eletrificação Rural Fronteira Sul Ltda. - COOPERSUL  013/2018  Reajuste
Tarifário Anual  Carta s/n de 22/11/21
Coopernorte  Cooperativa Regional de Distribuição De Energia do Litoral Norte - COOPERNORTE  012/2018  Reajuste
Tarifário Anual  Ofício nº32 de 22/11/21
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10. 
Destaca-se a diferença entre o efeito médio de alta e baixa tensão da Ceprag. Essa 
diferença é resultado da variação da subvenção para baixa densidade de carga em razão da revisão, 
a qual tende a impactar os consumidores de baixa tensão, por se tratar de um financeiro negativo 
de Parcela B.  
 
11. 
O efeito médio decorre:  
 
i. 
da atualização dos itens de custos das Parcelas A e B, calculado conforme contrato 
de permissão; 
ii. 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual cálculo tarifário 
para compensação nos 12 meses subsequentes; e 
iii. 
da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que vigoraram até a data deste em processamento. 
 
12. 
A Tabela 3, mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio de cada 
permissionária. 
Tabela 3 - Efeito por Itens de custos  
 
Itens de Custo
Ceprag
Coopersul
Coopernorte
Encargos Setoriais
0,98%
0,52%
0,53%
CDE
0,34%
0,28%
0,27%
ESS/EER
0,45%
0,00%
0,00%
Proinfa
0,23%
0,18%
0,19%
TFSEE
-0,05%
0,06%
0,07%
Transporte
3,22%
0,35%
2,27%
Uso do sistema de distribuição
3,22%
0,35%
2,27%
Compra de Energia
6,39%
6,37%
1,42%
Parcela A
10,58%
7,25%
4,21%
Parcela B
-8,30%
9,90%
10,41%
Total Econômico
2,29%
17,15%
14,62%
Repasse de PIS COFINS
1,42%
1,53%
1,52%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,63%
0,35%
-0,20%
Compensação DIC FIC
-0,14%
-2,60%
-0,69%
Subvenção Baixa Densidade de Carga
-27,07%
-52,47%
-33,34%
Retenção de Adicional de Bandeiras Tarif.
0,00%
0,00%
0,00%
Previsão Risco Hidrológico
0,99%
0,00%
0,00%
Diferimento Pis Cofins
-1,42%
0,00%
-1,52%
Efeito COVID da Supridora
0,00%
-0,79%
0,00%
Total Financeiro
-26,84%
-53,99%
-34,23%
Retirada dos Finan. do Ano Anterior e 
alteração dos descontos na tarifa.
14,35%
45,49%
27,95%
Efeito Médio
-10,20%
8,65%
8,34%
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13. 
Analisando a Tabela 3, destacam-se os reajustes da Coopersul e Coopernorte com 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores das permissionárias de 8,65% e 8,34% 
respectivamente. Estes resultados foram decorrentes, principalmente, da variação das tarifas de 
suprimento de energia. 
14. 
No caso da Ceprag o efeito médio a ser percebido pelos consumidores é de -10,20% 
sendo decorrente da redução da Parcela B, bem como, em razão da revisão da subvenção para baixa 
densidade de carga. 
15. 
O Gráfico 1, mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da 
Receita das permissionárias. 
 
 
Gráfico 1 - Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida 
 
16. 
O Gráfico 2, ilustra a participação de cada segmento na composição da receita das 
distribuidoras com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais declaradas no SAMP.  
 
32,4%
25,6%
18,6%
11,2%
14,6%
13,8%
8,9%
5,9%
6,4%
47,5%
53,9%
61,2%
Ceprag
Coopersul
Coopernorte
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
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Gráfico 2 - Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida com tributos 
 
17. 
A título de informação, apresenta-se, no Gráfico 3, a comparação entre a tarifa 
residencial B1 das permissionárias calculadas e as principais supridoras. 
 
Gráfico 3 - Comparação das tarifas residenciais B1 com a principal supridora 
25,8%
19,4%
13,7%
8,9%
11,1%
10,2%
7,1%
4,5%
4,7%
37,8%
40,9%
45,2%
0,0%
4,4%
0,0%
20,4%
19,6%
26,2%
Ceprag
Coopersul
Coopernorte
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
PIS/COFINS
ICMS
632,80 
640,98 
815,69 
532,24 
629,70 
629,70 
Ceprag (Celesc)
Coopersul (CEEE-D)
Coopernorte (CEEE-D)
B1-Permissionária
B1- Supridora
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III.1. Do Cálculo Tarifário 
 
III.1.1 Período de Referência  
 
18. 
O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias, 
ora em análise, é de dezembro de 2020 a novembro de 2021. 
 
 
III.1.2 Receita de Referência (RA) 
 
19. 
No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram utilizados os dados de 
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP para o período de referência e as tarifas homologadas no processo tarifário 
anterior. A Tabela 4 apresenta o valor final da Receita de Referência (RA) por permissionária.  
 
Tabela 4 - Receita de Referência 
 
 
III.1.3. Encargos Setoriais   
 
20. 
Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria1. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a permissionária. Os encargos são: 
 
i. 
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;  
ii. 
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; 
iii. 
CDE – Conta Covid; 
iv. 
 Encargo de Serviços de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – ERR; e 
v. 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa.  
 
21. 
A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE é 
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período 
 
 
1 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: PRORET Submódulo 5.5. 
  - CDE: Resolução Homologatória no 2.864/2021. 
  - Proinfa: Resolução Homologatória n° 2.815/2020. 
Permissionária
Fornecimento 
(MWh)
Energia Total 
(MWh)
Receita (R$)
Número de 
Consumidores
Ceprag
54.952
                      
54.952
                      
43.237.946,60
                   
18.577
                       
Coopersul
19.161
                      
19.161
                      
19.061.100,34
                   
5.508
                         
Coopernorte
16.897
                      
16.897
                      
16.529.015,58
                   
6.700
                         
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19.061.100,34
16.529.015,58
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de referência, pelos custos da CDE (R$/MWh), por nível de tensão, descontados os montantes das 
unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda. 
 
22. 
A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa é calculada pela 
multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período de referência, 
descontando os valores da Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do Proinfa (R$/MWh).  
 
23. 
Os encargos de ESS e EER se aplicam às empresas que possuem contratos de energia 
no ACL. Isso ocorre para Ceprag. Destaca-se que os montantes foram calculados considerando a 
carga total da permissionária, conforme determina o PRORET 5.4. 
 
24. 
Apresenta-se, na Tabela 5, os encargos setoriais considerados nos cálculos tarifários. 
 
Tabela 5 – Encargos Setoriais 
 
 
 
III.1.4. Compra de Energia 
 
25. 
A energia requerida é obtida a partir do mercado faturado de venda da 
permissionária acrescido das perdas regulatórias. Para o cálculo da despesa com energia comprada 
para revenda, apura-se a energia requerida para atendimento do mercado de referência e a tarifa 
média de energia. 
 
26. 
Conforme estabelece o PRORET 8.4, as permissionárias poderão encaminhar pleito 
de perdas, limitado ao valor realizado nos últimos 12 meses. Caso essa informação não seja 
encaminhada, a ANEEL utilizaria o percentual do último processo tarifário2. A Tabela 6, demonstra 
o cálculo da energia requerida. 
 
 
 
2 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do PRORET. 
Permissionária
TFSEE
CDE
ESS/EER
PROINFA
Encargo Total
Ceprag
 87.520,66
 3.159.264,33
 195.408,02
 499.133,24
 3.941.326,26
Coopersul
 53.803,27
 1.098.226,43
 -
 171.876,99
 1.323.906,69
Coopernorte
 51.060,70
 1.002.918,09
 -
 155.663,52
 1.209.642,30
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Permissionária TFSEE CDE ESS/EER PROINFA Encargo Total  
  3.941.326,26
  1.323.906,69
  1.209.642,30
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Tabela 6 - Energia Requerida 
 
* perdas regulatórias sobre a energia injetada. 
 
27. 
A tarifa média de compra de energia é calculada com base: 
 
a) 
nos contratos de suprimento de energia associadas aos percentuais de 
descontos; 
b) 
nas compras de energia feitas por chamada pública (quando houver); 
c) 
Compras obrigatórias por Lei: Angra e Contratos de Cotas de Garantia Física – 
CCGF (Lei 12.783/2013) nos casos em que a permissionária compra energia por 
meio de Leilão (quando houver);3 
d) 
nos montantes de PROINFA, os quais são valorados a custo zero; e 
e) 
de Geração Própria (quando aplicável). 
 
28. 
A permissionária Ceprag passou a adquirir energia no Ambiente de Contratação Livre 
(ACL)4, via contratos vinculados à chamada pública. A aquisição de energia no ACL tem como 
objetivo substituir os contratos de suprimento, que tem um preço mais elevado. A Tabela 7, detalha 
a compra de energia por chamada pública. 
Tabela 7 - Compra de Energia em chamada Pública 
 
 
 
29. 
Para a permissionária Ceprag, foram calculados os montantes de energia obrigatórios 
(Angra e CCGF), considerando a carga total das permissionárias, conforme estabelecem os PRORETs 
11.2 e 12.6.  
 
 
 
3 Conforme Parecer 128/2020/PFANEEL-PGF-AGU, SIC: 48516.001214/2020-00, de 13 de maio de 2020, as permissionárias não se incluem como 
cotistas de Itaipu. 
4 Conforme Memorandos nº 176 e 177/2021-SRM/ANEEL, de 29/10/2021. SIC:48580.0000854/2021-00 e 48580.0000857/2021-00, 
respectivamente. 
Permissionária
Fornecimento + 
Suprimento (MWh)
Perdas Regulatórias 
(%)
Perdas 
Regulatórias 
(MWh)
Energia Requerida 
(MWh)
Ceprag
 54.951,84
11,12%
 6.878,54
 61.830,38
Coopersul
 19.160,78
6,02%
 1.226,34
 20.387,11
Coopernorte
 16.896,50
7,46%
 1.361,55
 18.258,05
Permissionária
Vendedor
Montante 
Contratado (MWh)
Preço 
(R$/MWh)
Percentual da 
Carga
Custo total (R$)
Inicio de 
Vigência
Ceprag
COMERC - Comercializadora de 
Energia Elétrica LTDA
19.302,84
              
157,32
R$      
68,58%
 3.036.631,16
01/06/2022
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Número: 48581.001988/2021-00
Perdas
Fornecimento + Perdas Regulatórias Energia Requerida
Permissionária Regulatórias
Suprimento (MWh) (%) (MWh)
(MWh)  
  61.830,38
  20.387,11
  18.258,05
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Fls. 9 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005051/2020-75 
. 
              
 
             
30. 
A Tabela 8, resume os custos com a compra de energia considerados no processo 
tarifário. 
 
Tabela 8 - Custos com Compra de Energia 
 
 
31. 
De acordo com a Lei 13.360/2016, os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de 
distribuição e transmissão (TUSD) e nas tarifas de energia (TE) concedidos às cooperativas de 
eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, deverão ser reduzidos até a sua extinção. A 
avaliação dessa redução ocorre em cada processo tarifário, respeitado o efeito médio final a 10% 
(dez por cento). Os descontos vigentes não são alterados quando observados efeitos médios 
superiores à 10%. 
 
32. 
A Tabela 9, elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de energia.  
Tabela 9 - Descontos e tarifas de suprimento  
 
 
III.1.5 Custos de Transporte 
 
33. 
Os custos de transporte são compostos pelos custos: 
 
i. 
Rede Básica, composta pelos custos de Rede Básica Sistêmica, de Rede Básica de 
Fronteira e de Conexão à Transmissão (DIT); e 
ii. 
Uso do Sistema de Distribuição – CUSD. 
 
34. 
Os custos referentes ao Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) referem-se aos 
valores pagos pelas permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras 
concessionárias e/ou permissionárias. A Tabela 10, demonstra o custo de transporte de energia de 
cada permissionária. 
 
Permissionária
Angra
CCGF
Proinfa 
(MWh)
Leilão de 
compras
Suprimento 
(MWh)
Compra de 
Energia (MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Despesa (R$)
Ceprag
 894,24
 7.232,88
 2.180,35
 18.713,91
 32.808,99
 61.830,38
 231,82
 14.333.391,64
Coopersul
 -
 -
 530,15
 19.856,96
 20.387,11
 280,34
 5.715.237,57
Coopernorte
 -
 -
 440,40
 17.817,65
 18.258,05
 192,68
 3.517.906,37
Permissionária
Supridora
Nível de 
Tensão
Desconto 
Anterior
Desconto 
Atual
Tarifa com 
desconto
REH Supridora
Ceprag
Celesc
A3
29,10%
0,00%
313,30
              
2.921/2021
Coopersul
CEEE -D
A4
20,42%
9,05%
287,82
              
2.972/2021
Coopernorte
CEEE -D
A4
37,61%
37,61%
197,44
              
2.972/2021
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Número: 48581.001988/2021-00
Proinfa Leilão de Suprimento Compra de Tarifa Média
Permissionária Angra CCGF Despesa (R$)
(MWh) compras (MWh) Energia (MWh) (R$/MWh)  
  14.333.391,64
  5.715.237,57
  3.517.906,37
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Fls. 10 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005051/2020-75 
. 
              
 
             
Tabela 10 - Custos de Transporte de Energia 
 
 
35. 
Para a obtenção dos custos referentes ao CUSD, multiplicam-se os montantes de 
demanda e energia constantes nas faturas de suprimento pelas respectivas tarifas de suprimento5. 
A Tabela 11, elenca as tarifas de suprimento relativas ao CUSD. 
 
Tabela 11 - Tarifas de suprimento relativas ao CUSD 
 
 
 
36. 
Importa esclarecer que, desde 2017, as permissionárias devem encaminhar as 
informações de suprimento por meio do Sistema de Cadastramento das Faturas de Suprimento das 
Distribuidoras de Energia - SRI. As empresas foram informadas que os dados devem ser 
encaminhados até 45 dias antes da data de aniversário da Permissionária (D-45), conforme 
estabelecido no submódulo 10.2 do PRORET. A partir do SRI, são extraídas informações relativas aos 
contratos de suprimento de energia, ao CUSD e aos financeiros: PIS/COFINS, DIC/FIC e ICMS. 
 
37. 
Ocorre que a Coopersul não encaminhou as informações referentes ao suprimento 
na data estabelecida pelo PRORET. Os dados foram cadastrados com atraso e inconsistências. A 
empresa não informou o total de R$ 495 mil em compensação de DIC/FIC, valor esse que contribui 
com a modicidade tarifária. A permissionária deve observar os prazos estipulados com maior rigor 
para evitar prejuízo ao consumidor. 
 
III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do PRORET 
 
38. 
A metodologia prevê que as permissionárias apresentem o pleito relativo aos custos 
de Parcela B, sendo este valor limitado ao definido no Despacho nº 612/2021 e observada sua regra 
de atualização6. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último 
 
 
5 Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras. 
6 Regra definida no Submódulo 8.4 do PRORET. 
Permissionária
Rede Básica
Rede Básica 
Fronteira
CUSD
Custos com Transporte
Ceprag
 -
 -
 4.952.447,27
 4.952.447,27
Coopersul
 -
 -
 3.254.258,04
 3.254.258,04
Coopernorte
 -
 -
 2.617.304,18
 2.617.304,18
Permissionária
Supridora
Nível de 
Tensão
TUSD KW 
Ponta
TUSD KW 
Fora Ponta
TUSD 
MWh
REH Supridora
Ceprag
Celesc
A3
21,11
11,26
7,49
2.921/2021
Coopersul
CEEE -D
A4
27,88
16,29
10,62
2.972/2021
Coopernorte
CEEE -D
A4
27,88
16,29
10,62
2.972/2021
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Número: 48581.001988/2021-00
Rede Básica
Permissionária Rede Básica CUSD Custos com Transporte
Fronteira  
  4.952.447,27
  3.254.258,04
  2.617.304,18
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Fls. 11 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
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processo tarifário. 
 
39. 
A Tabela 12, apresenta os valores de Parcela B solicitados pelas permissionárias e os 
efetivamente considerados nos respectivos cálculos.  
 
Tabela 12 - Custos de Parcela B 
 
 
 
III.1.7 Componentes Financeiros 
 
40. 
Os componentes financeiros, presentes nestes processos tarifários, decorrem dos 
seguintes ajustes financeiros, apresentados na Tabela 13:  
 
i. 
Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso do sistema de distribuição; 
ii. 
Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A;  
iii. 
Repasse para compensação por descontinuidade;  
iv. 
Subvenção Baixa Densidade de Carga;  
v. 
Retenção adicional de Bandeiras Tarifarias;   
vi. 
Previsão de risco hidrológico;  
vii. 
Crédito de Pis/Cofins sobre o ICMS; 
viii. 
Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da REN 414/2021; 
ix. 
Diferimento de Energia; 
x. 
Diferimento de Parcela B; e 
xi. 
Diferimento de Pis/Cofins. 
 
Tabela 13 - Componentes Financeiros 
 
* Este valor contempla a reversão dos diferimentos solicitados em 2020 e a os diferimentos solicitados em 2021. 
 
41. 
Dentre os financeiros, destaca-se o financeiro de Diferimento de Pis/Cofins solicitado 
pelas permissionárias Ceprag e Coopernorte para reduzir o impacto tarifário ao consumidor. A 
Ceprag solicitou o valor de R$ 1.258.130,82 o qual impactou o reajuste em -2,91%. Já a Coopernorte 
solicitou o valor de R$ 459.247,08, o qual impactou o reajuste em -2,78%. Estes valores deverão ser 
considerados no próximo processo tarifário atualizados pelo IPCA (data de referência: 01/12/2021). 
 
Permissionária
Investimentos
Operação e 
Mauntenção
Pleito Parcela B 
Limite Parcela B
Parcela B 
Considerada
Diferença em 
relação ao limite
Ceprag
3.800.000,00
      
17.200.000,00
    
21.000.000,00
     
26.342.597,57
     
21.000.000,00
    
25,4%
Coopersul
5.474.524,76
      
6.561.617,48
      
12.036.142,24
     
12.036.142,24
     
12.036.142,24
    
0,0%
Coopernorte
3.699.969,70
      
7.900.630,00
      
11.600.599,70
     
11.600.599,70
     
11.600.599,70
    
0,0%
Permissionária
Repasse de PIS 
COFINS
Neutralidade
Comp.DIC FIC
Subvenção Baixa 
Densidade de Carga
Previsão de Risco 
Hidrológico
Diferimento 
Pis Cofins*
Efeito COVID 
da Supridora
Total Financeiros
Ceprag
 613.069,49
- 271.988,26
- 58.820,34
- 11.703.468,88
 427.077,67
- 613.069,49
 -
- 11.607.199,81
Coopersul
 290.907,95
 65.798,12
- 495.798,80
- 10.002.090,66
 -
 -
- 150.609,20
- 10.291.792,59
Coopernorte
 250.877,36
- 32.805,91
- 114.426,12
- 5.510.422,01
 -
- 250.877,36
 -
- 5.657.654,04
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Número: 48581.001988/2021-00
21.000.000,00
12.036.142,24
11.600.599,70
Repasse de PIS Subvenção Baixa Previsão de Risco Diferimento Efeito COVID
Permissionária Neutralidade Comp.DIC FIC Total Financeiros
COFINS Densidade de Carga Hidrológico Pis Cofins* da Supridora  
  - 11.607.199,81
  - 10.291.792,59
  - 5.657.654,04
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Fls. 12 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005051/2020-75 
. 
              
 
             
42. 
Destaca-se também a reversão dos diferimentos de Pis/Cofins solicitados em 2020 
pela Ceprag e pela Coopernorte. No caso da Ceprag, o valor revertido foi de R$ 645.061,33, com 
impacto de 1,49%. No caso da Coopernorte, o valor revertido foi de 208.369,73, com impacto de 
1,26%. (Valores atualizados a preços de 01/12/2021). A Tabela 14, apresenta o resumo dos 
diferimentos de 2021 e reversão dos diferimentos de 2020. 
Tabela 14 – Diferimentos 
 
43. 
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro 
chamado conta-covid supridora. Durante os processos tarifários das permissionárias com 
aniversário em 30/9/2020, a diretoria da ANEEL entendeu que a redução tarifária provocada 
reversão da Conta Covid no processo tarifário da supridora não estava refletido na tarifa do 
consumidor da permissionária que teve o seu desconto reduzido. Ocorre que no cálculo da redução 
dos descontos tarifários é considerada a tarifa com efeitos da conta covid, fazendo com que a 
redução dos descontos absorva a redução tarifária produzida pela conta covid. Assim foi criado um 
financeiro de forma a compartilha com consumidor os efeitos da conta covid da supridora. 
 
44. 
A Coopersul teve redução do desconto na tarifa de suprimento, que passou de 
20,42% para 9,05%. Ao calcularmos o desconto tarifário com e sem conta-covid, verificou-se que 
houve diferença no cálculo. Assim, foi calculado o financeiro de Conta- Covid supridora no valor de 
R$ 150.609,20, com impacto tarifário de -0,79%. Este mesmo valor será repassado a distribuidora 
por meio do subsídio de distribuição. 
 
 
III.1.8 Subvenção CDE  
 
45. 
A Subvenção CDE representa os valores mensais de subsídio relativos aos descontos 
tarifários a serem repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE às 
distribuidoras no período de competência de dezembro de 2021 a novembro de 20227, os quais 
podem ser visualizados na Tabela 15. Representa também, o ajuste referente à diferença entre os 
valores previstos e realizados no período de dezembro de 2020 a novembro de 2021. 
 
 
 
7 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente. 
 
Ceprag
%
Coopernorte
%
Reversão Diferimento 2020
 645.061,33
1,49%
 208.369,73
1,26%
Diferimento 2021
- 1.258.130,82
-2,91%
- 459.247,08
-2,78%
Total
- 613.069,49
-1,42%
- 250.877,36
-1,52%
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Número: 48581.001988/2021-00
  Ceprag % Coopernorte %      
Reversão Diferimento 2020  645.061,33  1,49%  208.369,73  1,26%
Diferimento 2021  - 1.258.130,82  -2,91%  - 459.247,08  -2,78%
Total  - 613.069,49  -1,42%  - 250.877,36  -1,52%
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Fls. 13 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005051/2020-75 
. 
              
 
             
Tabela 15 - Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários 
 
 
46. 
A CCEE também é responsável pelo repasse da Subvenção CDE relativa à 
compensação da baixa densidade de carga das permissionárias em relação às competências de 
dezembro de 2021 a novembro de 2022. A Tabela 16, apresenta os valores mensais dos subsídios 
relativos à compensação da baixa Densidade de Carga de cada permissionária. 
 
Tabela 16 - Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.  
 
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
47. 
O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as 
tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, 
que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do 
respectivo contrato. 
 
48. 
O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997, 
estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e 
de tarifas. 
 
49. 
O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 
9° da Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016, estabelece a incumbência da ANEEL para 
homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e dos 
Contratos de Permissão. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
50. 
Com base na legislação vigente, no que consta do Processo no 48500.005051/2020-75 
e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opina-se:  
Permissionária
Distribuição
Serviço Público
Água, Esgoto 
Saneamento
Rural
Irrigante/ 
Aquicultor
Total
Ceprag
 3.444,25
 1.616,09
 52.929,38
 4.333,96
 62.323,68
Coopersul
 13.012,63
 1.431,94
 52.841,45
 31.645,68
 98.931,70
Coopernorte
 3.539,81
 -
 36.020,68
 49,07
 39.609,56
Permissionária
Compensação em 
função da baixa 
densidade de 
carga
Ceprag
 975.289,07
Coopersul
 833.507,55
Coopernorte
 459.201,83
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Número: 48581.001988/2021-00
Serviço Público
Irrigante/
Permissionária Distribuição Água, Esgoto Rural Total
Aquicultor
Saneamento  
  62.323,68
  98.931,70
  39.609,56
Compensação em
função da baixa
Permissionária
densidade de
carga  
  975.289,07
  833.507,55
  459.201,83
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Fls. 14 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005051/2020-75 
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a. pela aprovação dos efeitos médios constantes da Tabela 17, que representam os 
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em 
22 de dezembro de 2021; 
 
Tabela 17 - Efeito médio para os consumidores cativos 
 
 
 
b. pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com 
data de aniversário contratual em 22 de dezembro de 2021; 
 
c. pela fixação dos valores das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento 
Energético - CDE e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia 
Elétrica – PROINFA;  
 
d. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 22 de dezembro de 
2021, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; e 
 
e. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 22 de dezembro de 
2021, de modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Efeito B1
Ceprag
0,72%
-11,69%
-10,20%
-12,73%
Coopersul
6,30%
8,86%
8,65%
4,86%
Coopernorte
10,47%
8,30%
8,34%
6,59%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
51. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos 
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
52. 
O Anexo I detalha o cálculo de cada Permissionária. 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO 
Analista Administrativo 
(Assinado digitalmente) 
CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO 
Especialista em Regulação 
 
(Assinado digitalmente) 
CHARLES ALEXANDRE LENZA ROCHA 
Analista Superior IV 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Coordenador de Processo Tarifário de 
Distribuição 
 
 
 
De acordo, 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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Processo nº 48500.005051/2020-75 
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ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA 
PERMISSIONÁRIA 
 
 
 
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Fls. 17 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005051/2020-75 
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I.1. Ceprag  
  
 
A Ceprag, sediada na cidade de Praia Grande - SC, atende cerca de 19 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 43 milhões. Este ano, o contrato estabelece 
que seja realizado o Revisão Tarifária Periódica - RTP. 
 
A Tabela I.1.1 mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.1.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 53,24% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 12,16% da variação econômico-financeira da 
Ceprag, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,57% no presente reajuste tarifário. Destacam-se o aumento do orçamento da 
CDE-USO, gerando um efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais de 
CDE para o ano de 2021, e a obrigação acerca dos Encargos de Serviços do Sistema 
- ESS e Energia de Reserva - EER, efeito de 0,45%, decorrente da compra de 
energia no Ambiente de Contratação Livre – ACL para o ano de 2022. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 3,22%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
            3.519.113,95              4.198.926,14 
19,32%
1,57%
9,35%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
               109.330,74                    87.520,66 
-19,95%
-0,05%
0,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
            3.012.116,21              3.159.264,33 
4,89%
0,34%
7,03%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                    195.408,02 
100,00%
0,45%
0,44%
PROINFA
               397.667,00                  756.733,12 
90,29%
0,83%
1,69%
ENERGIA COMPRADA 
         11.570.252,04            14.756.800,19 
27,54%
7,37%
32,86%
Energia  
         11.570.252,04            14.756.800,19 
27,54%
7,37%
32,86%
TRANSPORTE DE ENERGIA
            3.561.093,44              4.952.447,27 
39,07%
3,22%
11,03%
Uso do sistema de distribuição
            3.561.093,44              4.952.447,27 
39,07%
3,22%
11,03%
Total de Parcela A
18.650.459,43
         
23.908.173,61
          
28,19%
12,16%
53,24%
Total de Parcela B
24.587.487,18
         
21.000.000,00
          
-14,59%
-8,30%
46,76%
Variação econômica
3,86%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                 613.069,49 
1,42%
Neutralidade Encargos Setoriais
               (271.988,26)
-0,63%
Compensação DIC FIC
(58.820,34)
                 
-0,14%
Subvenção CDE
(11.703.468,88)
         
-27,07%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(0,00)
                           
0,00%
Previsão de Risco Hidrologico
427.077,67
                
0,99%
Diferimento Pis Cofins
(613.069,49)
               
-1,42%
Total Financeiros  
11.607.199,81
-          
-26,84%
Variação econômica e financeira
-22,98%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
14,66%
-8,32%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Participação no Participação na
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita      
ENCARGOS SETORIAIS 3.519.113,95 4.198.926,14 19,32% 1,57% 9,35%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 109.330,74 87.520,66 -19,95% -0,05% 0,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 3.012.116,21 3.159.264,33 4,89% 0,34% 7,03%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER - 195.408,02 100,00% 0,45% 0,44%
PROINFA 397.667,00 756.733,12 90,29% 0,83% 1,69%      
ENERGIA COMPRADA 11.570.252,04 14.756.800,19 27,54% 7,37% 32,86%      
Energia 11.570.252,04 14.756.800,19 27,54% 7,37% 32,86%      
TRANSPORTE DE ENERGIA 3.561.093,44 4.952.447,27 39,07% 3,22% 11,03%      
Uso do sistema de distribuição 3.561.093,44 4.952.447,27 39,07% 3,22% 11,03%      
Total de Parcela A 1 8.650.459,43 23.908.173,61 28,19% 12,16% 53,24%      
Total de Parcela B 2 4.587.487,18 21.000.000,00 -14,59% -8,30% 46,76%      
Variação econômica 3,86%      
COMPONENTES FINANCEIROS Participação      
Repasse de PIS COFINS 613.069,49 1,42%
Neutralidade Encargos Setoriais (271.988,26) -0,63%
Compensação DIC FIC (58.820,34) -0,14%
Subvenção CDE (11.703.468,88) -27,07%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (0,00) 0,00%
Previsão de Risco Hidrologico 427.077,67 0,99%
Diferimento Pis Cofins ( 613.069,49) -1,42%      
Total Financeiros - 11.607.199,81 -26,84%      
Variação econômica e financeira -22,98%      
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 14,66%      
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -8,32%      
      
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Fls. 18 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005051/2020-75 
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uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 7,37% na tarifa vigente. Esse impacto é reflexo da nova tarifa de 
suprimento da Celesc conjugada com a compra de energia da COMERC 
Comercializadora de Energia LTDA no Ambiente de Contratação Livre – ACL. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 46,76% da Receita, resultando 
num efeito de -8,30% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 3,86%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -26,84%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (14,66%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em -8,32%.  
 
Dentre os financeiros, destaca-se o financeiro de Diferimento de Pis/Cofins solicitado pela Ceprag, 
para reduzir o impacto tarifário ao consumidor, no valor de R$ 1.258.130,82 o qual impactou o 
reajuste em -2,91%. Este valor deverá ser considerado no próximo processo tarifário atualizado pelo 
IPCA (data de referência: 01/12/2021). 
 
Destaca-se também a reversão dos diferimentos de Pis/Cofins solicitados em 2020 pela Ceprag. O 
valor revertido foi de R$ 645.061,33, com impacto de 1,49% (Valor atualizado a preço de 
01/12/2021). A Tabela I.1.2, apresenta o resumo dos diferimentos de 2021 e reversão dos 
diferimentos de 2020. 
 
TABELA I.1.2 – Diferimentos 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceprag, em relação às 
competências entre dezembro de 2021 a novembro de 2022, é de R$ 63.563,12. Esse valor já inclui 
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre dezembro de 2020 a novembro 
de 2021. A Tabela I.1.3 mostra o cálculo. 
 
Valor (R$)
%
Reversão Diferimento 2020
 645.061,33
1,49%
Diferimento 2021
- 1.258.130,82 -2,91%
Total
- 613.069,49 -1,42%
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  Valor (R$) %  
Reversão Diferimento 2020  645.061,33  1,49%
Diferimento 2021  - 1.258.130,82  -2,91%
Total  - 613.069,49  -1,42%
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TABELA I.1.3 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.1.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.1.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico I.1.2 mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora Celesc.  
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
3.444,25
            
-
                      
3.444,25
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(10,88)
                 
1.663,71
            
1.652,83
            
Subsidio Rural
(1.284,71)
           
55.319,78
          
54.035,06
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(422,95)
              
4.853,93
            
4.430,98
            
TOTAL
1.725,71
            
61.837,42
          
63.563,12
          
Custo de 
Distribuição
37,2%
Custo de Energia
26,1%
Custo de 
Trasnmissão
8,8%
Encargos 
Setoriais
7,4%
ICMS
20,4%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
20,5%
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Número: 48581.001988/2021-00
Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença  
  
  
  
  
TOTAL 1.725,71 61.837,42 63.563,12  
  
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Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
 
Pleitos Específicos 
 
1- Em seu ofício a CEPRAG questiona: 
 
“Na Tabela 9 – “Tarifas de Referência Para Cálculo de Descontos Tarifários (Celesc-DIS) da 
Resolução Homologatória nº2.756, de 18 de agosto de 2020 constou a tarifa TUSD Ponta de 
13,07 R$/kW a ser paga pela CEPRAG, e Tabela 11 – “Tarifas de Referência Para Cálculo de 
Descontos Tarifários (Celesc – Dis)” da Resolução Homologatória nº2.921, de 17 de agosto 
de 2021 constou a tarifa TUSD ponta de 21,11  R$/kW a ser paga pela CEPRAG, ou seja, 
aumento de 62% da tarifa em um ano, que representa um aumento para a CEPRAG de 
R$1.113.818,76 no custo do uso do sistema de distribuição da Celesc-Dis. 
Analisando as duas tarifas observa-se que o principal motivo do aumento foi o valor de 
TUSD BE fio B distribuição, que n arquivo PCAT de 2020 da Celesc-Dis o valor da CEPRAG no 
subgrupo A3 era de 4,10 R$/kW, e no arquivo PCAT 2021 da Celesc-Dis o valor da CEPRAG 
no subgrupo A3 era de 12,46 R$/kW, representando um aumento de 204%. Para as 
cooperativas que pagam o uso do sistema de distribuição para a Celesc-Dis no subgrupo A4 
a tarifa TUSD BE fio B de 12,23R$/kW. Existe motivo para a tarifa TUSD BE fio B subgrupo 
A4 ser menor que a do subgrupo A3? Existe erro material na tarifa TUSD Ponta de 21,11 
R$/kW de 2021, que representa aumento de 62% em relação ao valor de 2020?” 
 
Esclarecimento da SGT: 
Com relação à variação da TUSD BE fio B em A3, no ano de 2020 que foi o primeiro ano de 
publicação da respectiva tarifa para a Ceprag, a conexão foi classificada como do Tipo D3. 
369,49
369,49
306,07
384,10
430,42
531,10
507,01
564,47
626,71
682,83
725,14
645,71
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
dez-13
dez-14
dez-15
dez-16
dez-17
dez-18
dez-19
dez-20
dez-21
R$ / MWh
Ceprag
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 21 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005051/2020-75 
. 
              
 
             
No processo de Revisão da Celesc de 2021, foram analisadas todas as classificações de acesso 
de distribuidoras. No caso da Ceprag, a conexão foi reclassificada como D2, conforme 
estabelecido no 5.1 do submódulo 7.2 do PRORET. 
Essa reclassificação, somada ao efeito da Revisão Tarifária Periódica da CELESC (nível e 
estrutura tarifária), levou ao efeito percebido. Portanto, não houve erro material. 
Pleito não acatado. 
2- A Ceprag solicita o diferimento total do ressarcimento de PIS/COFINS de 2021 e do valor diferido 
de PIS/COFINS de 2020, como forma de amenizar o impacto para os cooperados neste momento 
de pandemia da Covid-19, grave crise econômica e sucessivos meses de cobrança de bandeira 
tarifária de escassez hídrica. 
 
Pleito acatado. 
 
 
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Fls. 22 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005051/2020-75 
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I.2. Coopersul 
  
 
A Coopersul, sediada na cidade de Bagé - RS, atende cerca de 6 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 19 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2019, a definição da 
parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 704/2016. 
 
A Tabela I.2.1 mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.2.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 46,10% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 7,25% da variação econômico-financeira da 
Coopersul, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,52% no presente reajuste tarifário. Destaca-se o aumento do orçamento da 
CDE-USO, gerando um efeito de 0,28%, decorrente do cálculo das cotas anuais de 
CDE para o ano de 2021 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,35%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
CEEE-D.  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
            1.223.861,00              1.323.906,69 
8,17%
0,52%
5,93%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                 41.642,80                    53.803,27 
29,20%
0,06%
0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
            1.045.309,77              1.098.226,43 
5,06%
0,28%
4,92%
PROINFA
               136.908,44                  171.876,99 
25,54%
0,18%
0,77%
ENERGIA COMPRADA 
            4.501.398,47              5.715.237,57 
26,97%
6,37%
25,59%
Energia  
            4.501.398,47              5.715.237,57 
26,97%
6,37%
25,59%
TRANSPORTE DE ENERGIA
            3.187.159,49              3.254.258,04 
2,11%
0,35%
14,57%
Uso do sistema de distribuição
            3.187.159,49              3.254.258,04 
2,11%
0,35%
14,57%
Total de Parcela A
8.912.418,97
           
10.293.402,30
          
15,50%
7,25%
46,10%
Total de Parcela B
10.148.681,38
         
12.036.142,24
          
18,60%
9,90%
53,90%
Variação econômica
17,15%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                 290.907,95 
1,53%
Neutralidade Encargos Setoriais
                   65.798,12 
0,35%
Compensação DIC FIC
(495.798,80)
               
-2,60%
Subvenção CDE
(10.002.090,66)
         
-52,47%
Efeito COVID da Supridora
(150.609,20)
               
-0,79%
Total Financeiros  
10.291.792,59
-          
-53,99%
Variação econômica e financeira
-36,84%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
45,49%
8,65%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Participação no Participação na
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita      
ENCARGOS SETORIAIS 1.223.861,00 1.323.906,69 8,17% 0,52% 5,93%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 41.642,80 53.803,27 29,20% 0,06% 0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1.045.309,77 1.098.226,43 5,06% 0,28% 4,92%
PROINFA 136.908,44 171.876,99 25,54% 0,18% 0,77%      
ENERGIA COMPRADA 4.501.398,47 5.715.237,57 26,97% 6,37% 25,59%      
Energia 4.501.398,47 5.715.237,57 26,97% 6,37% 25,59%      
TRANSPORTE DE ENERGIA 3.187.159,49 3.254.258,04 2,11% 0,35% 14,57%      
Uso do sistema de distribuição 3.187.159,49 3.254.258,04 2,11% 0,35% 14,57%      
Total de Parcela A 8 .912.418,97 10.293.402,30 15,50% 7,25% 46,10%      
Total de Parcela B 1 0.148.681,38 12.036.142,24 18,60% 9,90% 53,90%      
Variação econômica 17,15%      
COMPONENTES FINANCEIROS Participação      
Repasse de PIS COFINS 290.907,95 1,53%
Neutralidade Encargos Setoriais 65.798,12 0,35%
Compensação DIC FIC ( 495.798,80) -2,60%
Subvenção CDE (10.002.090,66) -52,47%
Efeito COVID da Supridora ( 150.609,20) -0,79%      
Total Financeiros - 10.291.792,59 -53,99%      
Variação econômica e financeira -36,84%      
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 45,49%      
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 8,65%      
      
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Fls. 23 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
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. 
              
 
             
c) 
Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 6,37% na tarifa vigente. Esse efeito decorre principalmente da 
redução do desconto na tarifa de suprimento que reduziu de 20,42% para 9,05%. 
Esse impacto é, também, reflexo da nova tarifa de suprimento da CEEE-D para a 
Coopersul. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 53,90% da Receita, resultando 
num efeito de 9,90% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 17,15%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -53,99%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (45,49%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 8,66%. 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários8, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coopersul, em relação às 
competências entre dezembro de 2021 a novembro de 2022, é de R$ 98.890,32. Esse valor já inclui 
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre dezembro de 2020 a novembro 
de 2021. A Tabela I.2.2 mostra o cálculo. 
 
TABELA I.2.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
O Gráfico I.2.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
 
8 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
461,87
                
12.479,27
          
12.941,14
          
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(676,09)
              
2.108,64
            
1.432,55
            
Subsidio Rural
(9.276,29)
           
62.136,46
          
52.860,18
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
15.740,68
          
15.915,78
          
31.656,45
          
TOTAL
6.250,16
            
92.640,15
          
98.890,32
          
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Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença  
  
  
  
  
TOTAL 6.250,16 92.640,15 98.890,32  
  
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Gráfico I.2.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico I.2.2 mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Permissionária nos últimos 3 anos e 
as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CEEE-D. 
 
Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
Custo de 
Distribuição
40,9%
Custo de Energia
19,1%
Custo de 
Trasnmissão
11,1%
Encargos 
Setoriais
4,8%
ICMS
19,6%
PIS/COFINS
4,4%
Tributos
24,0%
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I.31. Coopernorte  
  
 
A Coopernorte, sediada na cidade de Viamão - RS, atende cerca de 7 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 17 milhões. Este ano, o contrato de 
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela I.3.1 mostra um resumo do cálculo tarifário.  
 
TABELA I.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 39,19% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 5,00% da variação econômico-financeira da 
Coopernorte, com destaque para: 
 
b) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,01% no presente reajuste tarifário. Destaca-se o aumento do orçamento da 
CDE-USO, gerando um efeito de 0,27%, decorrente do cálculo das cotas anuais de 
CDE para o ano de 2021 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 2,27%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras 
CEEE-D-D.  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
            1.122.708,09              1.289.979,37 
14,90%
1,01%
6,76%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                 39.195,71                    51.060,70 
30,27%
0,07%
0,27%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               958.819,12              1.002.918,09 
4,60%
0,27%
5,26%
PROINFA
               124.693,26                  236.000,59 
89,26%
0,67%
1,24%
ENERGIA COMPRADA 
            3.283.632,90              3.569.047,36 
8,69%
1,73%
18,71%
Energia  
            3.283.632,90              3.569.047,36 
8,69%
1,73%
18,71%
TRANSPORTE DE ENERGIA
            2.242.717,52              2.617.304,18 
16,70%
2,27%
13,72%
Uso do sistema de distribuição
            2.242.717,52              2.617.304,18 
16,70%
2,27%
13,72%
Total de Parcela A
6.649.058,51
           
7.476.330,92
             
12,44%
5,00%
39,19%
Total de Parcela B
9.879.957,07
           
11.600.599,70
          
17,42%
10,41%
60,81%
Variação econômica
15,41%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                 250.877,36 
1,52%
Neutralidade Encargos Setoriais
                 (32.805,91)
-0,20%
Compensação DIC FIC
(114.426,12)
               
-0,69%
Subvenção CDE
(5.510.422,01)
           
-33,34%
Diferimento Pis Cofins
(250.877,36)
               
-1,52%
Total Financeiros  
5.657.654,04
-             
-34,23%
Variação econômica e financeira
-18,82%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
28,24%
9,42%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Participação no Participação na
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita      
ENCARGOS SETORIAIS 1.122.708,09 1.289.979,37 14,90% 1,01% 6,76%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 39.195,71 51.060,70 30,27% 0,07% 0,27%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 958.819,12 1.002.918,09 4,60% 0,27% 5,26%
PROINFA 124.693,26 236.000,59 89,26% 0,67% 1,24%      
ENERGIA COMPRADA 3.283.632,90 3.569.047,36 8,69% 1,73% 18,71%      
Energia 3.283.632,90 3.569.047,36 8,69% 1,73% 18,71%      
TRANSPORTE DE ENERGIA 2.242.717,52 2.617.304,18 16,70% 2,27% 13,72%      
Uso do sistema de distribuição 2.242.717,52 2.617.304,18 16,70% 2,27% 13,72%      
Total de Parcela A 6 .649.058,51 7 .476.330,92 12,44% 5,00% 39,19%      
Total de Parcela B 9 .879.957,07 11.600.599,70 17,42% 10,41% 60,81%      
Variação econômica 15,41%      
COMPONENTES FINANCEIROS Participação      
Repasse de PIS COFINS 250.877,36 1,52%
Neutralidade Encargos Setoriais (32.805,91) -0,20%
Compensação DIC FIC ( 114.426,12) -0,69%
Subvenção CDE (5.510.422,01) -33,34%
Diferimento Pis Cofins ( 250.877,36) -1,52%      
Total Financeiros - 5 .657.654,04 -34,23%      
Variação econômica e financeira -18,82%      
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 28,24%      
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 9,42%      
      
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Fls. 26 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005051/2020-75 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 1,73% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas 
tarifas de suprimento da CEEE-D-D para a Coopernorte. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 60,81% da Receita, resultando 
num efeito de 10,41% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 15,41%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -34,23%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (28,24%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 9,42%. 
 
Dentre os financeiros, destaca-se o financeiro de Diferimento de Pis/Cofins solicitado pela 
Coopernorte, para reduzir o impacto tarifário ao consumidor, no valor de R$ 459.247,08 o qual 
impactou o reajuste em -2,78%. Este valor deverá ser considerado no próximo processo tarifário 
atualizado pelo IPCA (data de referência: 01/12/2021). 
 
Destaca-se também a reversão dos diferimentos de Pis/Cofins solicitados em 2020 pela 
Coopernorte. O valor revertido foi de R$ 208.369,73, com impacto de 1,26% (Valor atualizado a 
preço de 01/12/2021). A Tabela I.3.2, apresenta o resumo dos diferimentos de 2021 e reversão dos 
diferimentos de 2020. 
 
TABELA I.3.2 – Diferimentos 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coopernorte, em relação às 
competências entre dezembro de 2021 a novembro de 2022, é de R$ 39.942,12. Esse valor já inclui 
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre dezembro de 2020 a novembro 
de 2021. A Tabela I.3.3 mostra o cálculo. 
 
Valor (R$)
%
Reversão Diferimento 2020
 208.369,73
1,26%
Diferimento 2021
- 459.247,08
-2,78%
Total
- 250.877,36
-1,52%
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Número: 48581.001988/2021-00
  Valor (R$) %  
Reversão Diferimento 2020  208.369,73  1,26%
Diferimento 2021  - 459.247,08  -2,78%
Total  - 250.877,36  -1,52%
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Fls. 27 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005051/2020-75 
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TABELA I.3.3 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
Gráfico I.3.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 3 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CEEE-
D. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
3.539,81
            
-
                      
3.539,81
            
Subsidio Rural
2.537,16
            
33.813,83
          
36.350,98
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(27,17)
                 
78,49
                  
51,32
                  
TOTAL
6.049,81
            
33.892,31
          
39.942,12
          
Custo de 
Distribuição
44,9%
Custo de Energia
13,8%
Custo de 
Trasnmissão
10,1%
Encargos 
Setoriais
5,0%
ICMS
26,2%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
26,2%
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Número: 48581.001988/2021-00
Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença  
  
  
  
TOTAL 6.049,81 33.892,31 39.942,12  
  
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Fls. 28 Nota Técnica nº 293/2021-SGT/ANEEL, de 08 de dezembro de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005051/2020-75 
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Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
Pleitos Específicos 
 
1- A Coopernorte solicita o diferimento total do ressarcimento de PIS/COFINS de 2021 e do valor 
diferido de PIS/COFINS de 2020, como forma de amenizar o impacto para os cooperados neste 
momento de pandemia da Covid-19, grave crise econômica e sucessivos meses de cobrança de 
bandeira tarifária de escassez hídrica. 
 
Pleito acatado. 
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 DAVI ANTUNES LIMA, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO, FRANCISCO DE MATTOS FAE, CHARLES ALEXANDRE LENZA ROCHA, ERIKA BRAGA LOURENCATTO
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