VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.005015/2020-10 
 
INTERESSADO: Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista) 
 
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista) a vigorar 
a partir de 22 de abril de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A CPFL Paulista é concessionária1 de serviço público de distribuição de energia elétrica 
atendendo cerca de 4,6 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa 
faturamento anual da ordem de R$ 11,0 bilhões. 
2. 
Em 7 de abril de 2020, foi aprovado o último reajuste tarifário anual da CPFL Paulista, 
conforme Resolução Homologatória (REH) nº 2.670, de 2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 6,05%2. Todavia, conforme previsto no artigo 12 da Resolução citada, como parte de ações 
para atenuação dos efeitos da pandemia da Covid-19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas 
em 1º de julho de 2020. 
3. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa 
(REN) nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou conta destinada ao 
setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública reconhecido pelo Decreto Legislativo 
nº 6, de 20 de março de 2020, regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020, e dispôs 
sobre outras providências. Denominou-se tal operação financeira como Conta-Covid. 
 
4. 
Por sua representatividade à presente instrução, frise-se que em 31 de março de 2021, foi 
emitido o Decreto Federal nº 10.665, alterando o Decreto nº 4.550, de 2002, que por sua vez regulamenta 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1999-DNAEE/MME. 
2 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 8 de abril de 2020 até 
dia 30 de junho de 2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1º de julho de 2020.

a comercialização de energia elétrica gerada pela Eletrobras Termonuclear S/A (Eletronuclear) e por Itaipu 
Binacional. Tal alteração teve a finalidade de autorizar, mediante requerimento das distribuidoras de 
energia elétrica interessadas, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás provenientes do 
repasse da potência contratada da UHE Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia 
Elétrica desta usina e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para 
o período do diferimento. 
5. 
Na 11ª Reunião Pública Ordinária deste ano, realizada em 6 de abril, a Diretoria colegiada 
da Aneel decidiu prorrogar a vigência das tarifas da CPFL Paulista, definidas pela Resolução Homologatória 
nº 2.670, de 2020. 
6. 
Em 16 de abril de 2021, por meio de correspondência eletrônica3, a CPFL Paulista solicitou 
o diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu, a utilização 
dos recursos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER) faturados desde a última 
revisão tarifária da concessionária e a reversão de créditos para modicidade tarifária previstos na REH nº 
414, de 2010, e REH nº 376, de 2009. Para além desses pedidos, a Concessionária também solicitou 
diferimento de valores financeiros atinentes à Parcela B. 
7. 
De posse de tais pedidos, os quais contribuíram para mitigar o efeito nas tarifas, e após a 
consolidação de todas as informações concernentes ao cálculo tarifário, a Superintendência de Gestão 
Tarifária (SGT) reencaminhou4 ao Conselho de Consumidores, na mesma data, as novas versões finais das 
planilhas de cálculo5. 
8. 
Tendo por referência todas essas informações, o processo foi inscrito para deliberação na 
13ª Reunião Pública (RPO) do Colegiado desta Agência, a ser realizada em 20 de abril último. 
9. 
De toda sorte, às vésperas da realização da 13ª RPO, mas precisamente em 19 de abril, o 
Ministérios de Minas e Energia (MME) informou6 à Agência a respeito da existência de excedentes 
financeiros relativos a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, na ordem de US$ 100 milhões, previstos 
 
 
3 A solicitação em questão foi posteriormente formalizada por intermédio da Carta nº 58/RR/CPFL/Paulista/2021, de 16 de 
abril de 2021. 
4 Cabe destacar que, em 31 de março de 2021, conforme consta do documento Sic nº 48581.000550/2021-00, a SGT 
encaminhou ao Conselho de Consumidores da CPFL Paulista as planilhas prévias de cálculo, conforme dispõe a Resolução 
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. Naquele momento, contudo, o efeito tarifário indicado nos cálculos da SGT, 
que não levava em conta alguns dos itens de mitigação, era de 14,34%. 
5 Documento SIC nº 48580.000586/2021-00 
6 Documento SIC nº 48581.000608/2021-00

para os próximos 8 meses. Esse montante, nos termos do Decreto nº 10.665, de 2021, são passíveis de 
serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e utilizados para modicidade tarifária. 
10. 
Desta feita, novamente a CPFL Paulista manifestou-se nos autos7, na mesma data, 
solicitando acréscimo correspondente de diferimento do Saldo de Comercialização de Energia Elétrica de 
Itaipu e ajustando o valor do diferimento da Parcela B. 
11. 
Ainda neste mesmo dia, por meio da Nota Técnica nº 64, de 20218, a Superintendência 
descreveu o resultado do cálculo associado ao Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021, apresentando as 
variações dos itens de custo. 
12. 
Em face desta nova consolidação, a SGT novamente enviou9 ao Conselho de Consumidores, 
em 21 de abril, as novas versões finais das planilhas de cálculo. 
13. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
14. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2021 da CPFL Paulista conduz a um efeito médio nas tarifas 
a ser percebido pelos consumidores de 8,95%, sendo 9,60%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e 8,64%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT/ANEEL) 
15. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se 
deve, em grande medida, pela elevação dos custos alocados na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição 
(TUSD) que impactam mais os consumidores da alta tensão, como os custos de rede básica e de 
 
 
7 Carta nº 61/RR/CPFL Paulista/2021, de 19 de abril de 2021. Documento SIC nº 48513.010533/2021-00 
8 Documento SIC nº 48581.000583/2021-00. 
9 Documento SIC nº 48581.000627/2021. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,60%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,64%
Efeito Médio AT+BT
8,95%

distribuição. Esse fator é potencializado em função da grande participação de consumidores livres no 
mercado da Concessionária. 
16. 
O efeito médio de 8,95% decorre, em suma, (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela 
A e B, contribuindo para o efeito médio em 19,53%, (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados 
no atual reajuste, levando a uma redução de -1,91% e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -8,67%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: SGT/ANEEL 
17. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
3,89%
3,20%
4,70%
7,73%
-1,91%
-8,67%
8,95%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: SGT/ANEEL 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
8.292.414.668
       
9.592.408.963
       
15,7%
11,79%
72,8%
Encargos Setoriais
2.125.416.845
       
2.554.941.637
       
20,2%
3,89%
19,4%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.384.370
             
17.440.284
            
30,3%
0,04%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
1.556.220.892
       
1.608.811.132
       
3,4%
0,48%
12,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                            
136.946.452
          
0,0%
1,24%
1,0%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                               
190.981.268
          
0,0%
1,73%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
232.227.368
           
215.090.220
          
-7,4%
-0,16%
1,6%
PROINFA
221.372.529
           
276.132.328
          
24,7%
0,50%
2,1%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
101.821.190
           
109.075.089
          
7,1%
0,07%
0,8%
ONS
390.496
                   
464.864
                  
19,0%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
1.054.158.969
       
1.406.111.419
       
33,4%
3,19%
10,7%
Rede Básica
565.221.784
           
815.175.423
          
44,2%
2,27%
6,2%
Rede Básica Fronteira
264.666.688
           
305.812.690
          
15,5%
0,37%
2,3%
Rede Básica ONS (A2)
8.202.580
               
8.124.004
               
-1,0%
-0,00%
0,1%
MUST Itaipu
75.701.232
             
105.336.121
          
39,1%
0,27%
0,8%
Transporte de Itaipu
115.532.921
           
142.306.342
          
23,2%
0,24%
1,1%
Conexão
24.833.763
             
29.356.839
            
18,2%
0,04%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
5.112.838.854
       
5.631.355.907
       
10,1%
4,70%
42,7%
PARCELA B
2.736.087.261
       
3.590.012.085
       
31,2%
7,74%
27,2%
IRT
11.028.501.929
     
13.182.421.048
    
19,53%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
211.065.843
-          
-1,91%
CVA em processamento - Energia
865.323.624
          
7,85%
CVA em processamento -Transporte
282.390.373
          
2,56%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
14.567.161
            
0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.853.787
            
0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
51.464.694
            
0,47%
Sobrecontratação/exposição de energia
134.980.757
          
1,22%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.286.644
               
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
365.357.053
          
3,31%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(103.100)
                 
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(395.521.979)
         
-3,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(83.626.716)
           
-0,76%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(102.234.193)
         
-0,93%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
7.718.953
               
0,07%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(274.705.155)
         
-2,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(59.485.403)
           
-0,54%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(172.677.196)
         
-1,57%
Reversão Conta Covid - Prorrogação das tarifas (abril/2020 a junho/2020)
(155.702.134)
         
-1,41%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
136.638.434
          
1,24%
Penalidade - Despacho 2.871/2019-SFE/ANEEL
(3.894.956)
             
-0,04%
Financeiro de reperfilamento de custos da RBSE
(153.814.074)
         
-1,39%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(261.513.700)
         
-2,37%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 
(21.217.120)
           
-0,19%
Diferimento de Itaipu
(190.242.225)
         
-1,73%
Diferimento de Parcela B
(214.909.375)
         
-1,95%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-8,67%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,95%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita    
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 8.292.414.668 9 .592.408.963 15,7% 11,79% 72,8%    
Encargos Setoriais 2.125.416.845 2 .554.941.637 20,2% 3,89% 19,4%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 3.384.370 1 7.440.284 30,3% 0,04% 0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 1 .556.220.892 1 .608.811.132 3,4% 0,48% 12,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 1 36.946.452 0,0% 1,24% 1,0%    
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 1 90.981.268 0,0% 1,73% 1,4%    
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 32.227.368 2 15.090.220 -7,4% -0,16% 1,6%
PROINFA 2 21.372.529 2 76.132.328 24,7% 0,50% 2,1%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 01.821.190 1 09.075.089 7,1% 0,07% 0,8%
ONS 3 90.496 4 64.864 19,0% 0,00% 0,0%    
Custos de Transmissão 1 .054.158.969 1 .406.111.419 33,4% 3,19% 10,7%    
Rede Básica 5 65.221.784 8 15.175.423 44,2% 2,27% 6,2%
Rede Básica Fronteira 2 64.666.688 3 05.812.690 15,5% 0,37% 2,3%
Rede Básica ONS (A2) 8 .202.580 8 .124.004 -1,0% -0,00% 0,1%
MUST Itaipu 7 5.701.232 1 05.336.121 39,1% 0,27% 0,8%
Transporte de Itaipu 1 15.532.921 1 42.306.342 23,2% 0,24% 1,1%
Conexão 2 4.833.763 2 9.356.839 18,2% 0,04% 0,2%    
Custos de Aquisição de Energia 5 .112.838.854 5 .631.355.907 10,1% 4,70% 42,7%    
PARCELA B 2.736.087.261 3 .590.012.085 31,2% 7,74% 27,2%    
IRT 11.028.501.929 13.182.421.048 19,53% 100%    
    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 211.065.843 -1,91%    
CVA em processamento - Energia    865.323.624 7,85%
CVA em processamento -Transporte 2 82.390.373 2,56%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 4.567.161 0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 8.853.787 0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 5 1.464.694 0,47%
Sobrecontratação/exposição de energia 1 34.980.757 1,22%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .286.644 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 3 65.357.053 3,31%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 103.100) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 395.521.979) -3,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 83.626.716) -0,76%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 102.234.193) -0,93%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 7 .718.953 0,07%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 274.705.155) -2,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 59.485.403) -0,54%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 172.677.196) -1,57%
Reversão Conta Covid - Prorrogação das tarifas (abril/2020 a junho/2020) ( 155.702.134) -1,41%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 1 36.638.434 1,24%
Penalidade - Despacho 2.871/2019-SFE/ANEEL ( 3.894.956) -0,04%
Financeiro de reperfilamento de custos da RBSE ( 153.814.074) -1,39%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER ( 261.513.700) -2,37%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN ( 21.217.120) -0,19%
Diferimento de Itaipu ( 190.242.225) -1,73%
Diferimento de Parcela B ( 214.909.375) -1,95%    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -8,67%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,95%    

18. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 72,8% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,79 pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, cabendo destacar, a seguir, os itens mais representativos. 
19. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 3,89%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio de itens tarifários associados à CDE, será pago o empréstimo 
referente à Conta-Covid, definida nos termos do Decreto nº 10.350, de 2020, e destinada a receber 
recursos de operação financeira para sustentabilidade do fluxo de pagamentos do setor e atenuação das 
tarifas em 2020. Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, sendo que 
o valor anual de pagamento estimado, constante do Despacho nº 939, de 5 de abril de 2021, está sendo 
considerado neste processo em dois componentes distintos, na Tarifa de Energia (TE) e na TUSD, com 
impactos tarifários respectivamente de 1,73% e 1,24%. 
20. 
Por sua vez, para a CDE – USO está sendo considerada a previsão de valores conforme a 
Consulta Pública 72, de 202010, com impacto de 0,48% no efeito médio das tarifas.  
21. 
Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 3,19%. Sobre esse item, 
destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as 
quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
22. 
Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 4,70%. 
Contribuíram significativamente (i) a variação de preço da energia de Itaipu, indexada em dólar e (ii) a 
variação dos preços dos contratos bilaterais, que possuem reajuste de vinculado ao Índice Geral de Preços 
- Mercado (IGP-M) e ao dólar11. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser 
visualizadas no gráfico abaixo: 
 
 
10 Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021 foram 
utilizados como previsão de cobertura tarifárias valores provisórios, os quais submetidos à consulta pública, conforme 
detalhamento da Nota Técnica nº 238/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença 
em relação aos valores efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. Acresce-se ao montante o recolhimento 
das quotas mensais da CDE CONTA COVID, para amortização da operação de crédito contratada pela CCEE, conforme Despacho 
nº 181, de 26 de janeiro de 2021. 
11 De acordo com o Memorando nº 36/2021-SRM/ANEEL a CPFL Paulista possui 4 contratos bilaterais de compra de energia. 
Três destes, associados aos geradores Barra Grande (62,15 MWmed), Companhia Energética Rio das Antas (48,29 MWmed) e 
Foz do Chapecó (113,92MWmed), possuem correção de preço vinculado à variação do IGP-M. O quarto contrato, associado ao 
gerador Campos Novos Energia S.A. (119,86 MWmed), possui correção vinculada ao IGP-M (participação de 59%) e à variação 
do Dólar (participação de 41%).

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: SGT/ANEEL 
 
23. 
No tocante aos custos da Parcela B, estes representam 27,2% dos custos da Concessionária. 
O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 7,74% do total do efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores. 
24. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e 
março de 2021 do IGP-M, de 31,10%, subtraída do Fator X, de -0,11%, o que totaliza 31,21%. 
25. 
Feita essa explanação geral da composição de custos da tarifa, cumpre demonstrar a 
participação de cada segmento desses custos na composição da receita da Distribuidora (sem12 e com 
tributos13). Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos 
encargos setoriais. 
 
 
 
12 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
13 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 18,2% para o ICMS e de 5,1% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 23,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
30,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
4,70%
0,67%
0,30%
0,20%
-0,15%
0,16%
1,73%
1,79%
0,00%
Total
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa

Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
26. 
Passa-se a análise dos itens financeiros considerados neste processamento das tarifas de 
2021. Quanto aos componentes financeiros14 a serem recuperados no próximo período tarifário, esses 
contribuíram com o efeito em -1,91%, conforme indicado na Tabela 2 apresentada anteriormente. 
 
 
14 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. 
Custo de 
Distribuição
27,2%
Custo de 
Energia
42,7%
Custo de 
Transmissão
10,7%
PROINFA
2,1%
CDE
14,7%
ESS/EER
1,6%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
19,4%
Custo de 
Distribuição
20,9%
Custo de Energia
32,8%
Custo de 
Transmissão
8,2%
Encargos 
Setoriais
14,9%
ICMS
18,2%
PIS/COFINS
5,1%
Tributos
23,3%

27. 
O financeiro de maior impacto positivo está associado a Conta de Compensação de 
Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) em Processamento, em sua rubrica Energia, com efeito 
de 7,85%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos 
com aquisição de energia efetivamente incorridos pela Concessionária no período de apuração, incluindo-
se nestes, o custo do risco hidrológico associado aos Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), ao 
Contrato da UHE Itaipu e à Repactuação do Risco Hidrológico. 
28. 
Destaca-se também com valor positivo a CVA em Processamento – Transporte, com efeito 
de 2,56%, valor decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) 
considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente pagas, estabelecidas 
na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020. 
29. 
Ainda com impacto positivo destaca-se o efeito da liquidação do excedente ou déficit de 
energia contratada pela concessionária no mercado de curto prazo – a denominada 
Sobrecontratação/Exposição de energia – equivalente a 1,22%. Conforme informado pela SGT, p 
resultado em questão, cerca de R$ 135 milhões, contempla as liquidações de energia no curto prazo para 
os meses de competência de janeiro de 2020 a janeiro de 2021. 
30. 
Por fim, como último destaque de componente financeiro com impacto positivo, está 
aquele associado à perda de receita da CPFL Paulista em função da postergação de aplicação das tarifas 
homologadas por meio da REH nº 2.730, de 2020, ocorrido entre 8 de abril e 30 de junho de 2020, no 
valor de R$ 136.638.433,91, o qual contribuiu em 1,24% para o efeito médio. 
31. 
Por outro lado, ainda a respeito dos componentes financeiros, deve-se registrar aqueles 
com impactos redutores no presente processamento das tarifas para 2021. Conforme já anotado nesta 
instrução, passado um ano desde o reconhecimento do estado de calamidade pública, tem-se o 
recrudescimento da pandemia, como também de seus efeitos sociais e econômicos, de modo que as 
tarifas de energia elétrica permanecem pressionadas 
32. 
Com efeito, materializou-se cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da 
conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid-19, com indicadores inflacionários 
atingindo patamares elevados, além da desvalorização do real frente ao dólar, somando-se condições 
desfavoráveis para geração hídrica verificadas desde o final de 2020 e momento de redução de consumo. 
33. 
Desta feita, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com 
as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar 
parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de

pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que 
compõe o setor elétrico. 
34. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário, com detalhamento na 
análise consolidada na Nota Técnica nº 64, de 2021, da SGT. Em suma, aplicou-se os seguintes 
mecanismos: 
a) Reversão dos valores da Conta COVID: Cuida-se dos recursos da Conta-covid 
transferidos à CPFL Paulista. Os montantes em questão equivalem à totalidade dos 
valores recebidos pela CPFL Paulista da cita Conta, devidamente atualizados pela taxa 
SELIC, correspondendo aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REH nº 885, de 
2020, totalizando um impacto total estimado de -7,62%; 
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (RBSE): esse componente 
financeiro está associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro 
de 2000, relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de 
janeiro de 2013 a junho de 2017, que, segundo parecer da Procuradoria Federal junto à 
ANEEL, deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio até 1º de julho 
de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo 2020-2021, pelo prazo 
de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, “[…] considerando que durante os ciclos de 
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos 
termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo 
devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de 
custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020), descontado dos 
valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida”. 
Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente financeiro 
negativo para a CPFL Paulista no valor de R$ 153,8 milhões, equivalente ao montante de 
redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de 
custos de transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão, compõem a 
cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse componente 
financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,39%15; 
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos (UDER): conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do 
 
 
15 Cabe esclarecer que o financeiro negativo em questão já havia sido contemplado na versão de cálculo encaminhada ao 
conselho em 31 de março de 2021.

Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), os valores de UDER, para as empresas 
que ainda não assinaram aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados 
como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao terceiro 
ciclo de revisão tarifária. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o 
intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo 
de reajuste tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos 
recursos faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e competência mais 
recente disponível, conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao 
Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. Dessa forma, foi 
considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 261,5 milhões, 
contribuindo com uma redução tarifária de 2,37%16; 
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REH nº 414, de 2010, e 376, de 
2009): nesse quesito, trata-se de recursos recebidos pela Distribuidora associados: (i) 
aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, 
conforme previsto no §3º Art. 70-A da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não 
puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do 
Art. 88 da REN nº 414, de 2010; e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em 
função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia 
Regulada (CCEAR), segundo Art. 9 da REN nº 376, de 2009, cujo volume informado e 
contabilizado pela Distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 21,7 milhões, 
contribuindo para redução do efeito em 0,19%; 
e) Diferimento de Saldo de Itaipu, por efeito do Decreto nº 10.665, de 2021: conforme já 
visto, o referido Decreto possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, o 
diferimento de pagamentos destinados à Eletrobras, provenientes do repasse da 
potência contratada da UHE Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de 
Energia Elétrica dessa usina e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários 
realizados e projetados para o período do diferimento. Por intermédio da Carta CTA-
DFFO nº 0889/2021, a Eletrobras informou que, de acordo com o fluxo da Conta de 
Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31 de dezembro de 2020, o 
resultado, após a inadimplência, é de R$ 978 milhões. Além disso, o MME informou a 
existência de excedentes financeiros relativos a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, 
 
 
16 Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, 
será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 
2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,80% a.a. 
aplicado ao montante antecipado.

na ordem de US$ 100 milhões, nos próximos 8 meses, os quais, conforme Decreto nº 
10.665, de 2021, são passíveis de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas 
distribuidoras e utilizados para modicidade tarifária. Com isso, foi identificado um 
recurso alocado para a CPFL Paulista na monta de R$ 190,2 milhões. A Distribuidora 
solicitou17 o diferimento da totalidade disponibilizada, correspondendo a um redutor 
tarifário de 1,73%; e, 
f) 
Diferimento de Parcela B: por fim, adicionalmente às medidas adotadas listadas 
anteriormente para mitigação das tarifas, a CPFL Paulista manifestou pelo diferimento 
de R$ 214,9 milhões, referentes à Parcela B, fator que contribuiu para o efeito de -1,95% 
no processamento das tarifas. O valor em questão deverá ser revertido no próximo 
processo tarifário, sendo assegurada à Concessionária a correção dos valores diferidos 
pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). 
 
35. 
A Tabela 3 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Distribuidora no período 
de competência de abril de 2021 a março de 2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, a título de 
Subvenção da CDE por conta de descontos tarifários18. 
 
Tabela 3 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
36. 
No mais, destaca-se a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, na ordem de 81,1%, frente às variações do IGP-M, de 119,4%, e do IPCA, de 73,3%, no mesmo 
período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
17 Carta nº 61/RR/CPFL Paulista/2021 
18 Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
abril/2020 a março/2021. 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(3.906)
              
22.487.802
     
22.483.896
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
166.512
           
2.919.841
        
3.086.353
        
Subsídio Distribuição
355.754
           
538.178
           
893.932
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(39.286)
            
3.127.961
        
3.088.676
        
Subsídio Rural
(552.508)
          
5.238.610
        
4.686.101
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
861.482
           
3.407.773
        
4.269.255
        
Total
788.048
           
37.720.165
     
38.508.213

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
37. 
Por derradeiro, insta frisar que a arrecadação tarifária frustrada em decorrência da 
prorrogação das tarifas, objeto da REH nº 2.831, de 6 de abril de 2021, será reconhecida em favor da 
Concessionária no processo tarifário de 2022. O montante em questão será calculado em função da 
diferença de receita, no período entre 8 de abril e 21 de abril de 2021, decorrente da aplicação das tarifas 
prorrogadas em relação as tarifas em homologação, nesta instrução, apurada conforme mercado faturado 
e correção pela taxa Selic. 
 
III. DIREITO 
38. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº 
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº 
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público 
de Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1997-DNAEE/MME-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
39. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005015/2020-10, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:

a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Companhia Paulista de Força 
e Luz (CPFL-Paulista), a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 8,95%, sendo 9,60% para os consumidores em alta 
tensão e 8,64% para os consumidores em baixa tensão; 
 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Tarifas de Energia Elétrica 
(TE) aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Paulista; 
 
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; 
 
d) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à CPFL Paulista, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
e) Reconhecer o direito da CPFL Paulista ao valor, a ser calculado no âmbito do processo 
tarifário de 2022 conforme mercado faturado e correção pela SELIC, correspondente à 
diferença de arrecadação da receita tarifária, associada à prorrogação das tarifas 
estabelecida na Resolução Homologatória nº 2.831, de 2021, no período entre 8 de abril e 
21 de abril de 2021; e,  
 
f) Definir que o montante de diferimento da Parcela B promovido pela CPFL Paulista, 
equivalente ao valor de R$ 214,9 milhões, deverá ser revertido no próximo processo 
tarifário, sendo assegurada à Concessionária a correção dos valores diferidos pelo Índice 
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). 
 
 
Brasília, 22 de abril de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor