VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003566/2021-11 e 48500.002245/2022-81 
 
INTERESSADO: Cooperativa Aliança - Cooperaliança 
 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação 
dos Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para 
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Cooperativa Aliança - 
Cooperaliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022, e definir os correspondentes limites dos 
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC 
e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 
a 2027. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição 145/2002-ANEEL, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Cooperativa Aliança – 
Cooperaliança, estabelece a data de 29 de agosto de 2022 para a realização da Revisão Tarifária 
Periódica da concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão 
tarifária e da estrutura tarifária.  
 
3. 
Em 8 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária, o presente 
processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
Em 27 de janeiro de 2022, as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão 
tarifária foram solicitadas por meio do Ofício nº 13/2022-SGT/ANEEL1 sendo que os dados foram 
 
1 Documento SIC nº 48581.000218/2022

encaminhados pela concessionária por meio da Ofício nº 035/2022- COOPER/ADM2, em 14 de abril de 
2022. 
 
5. 
Em 28 de março de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
– SRD, emitiu a Nota Técnica nº 19/2022,3, que apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada 
para a proposta de estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos 
conjuntos de unidades consumidoras da Cooperaliança, para os anos de 2023 a 2027.  
 
6. 
Em 29 de abril de 2022, por meio do Memorando nº 55/20224, a Superintendência de 
Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações concernentes ao contrato 
bilateral que a distribuidora possui com a Copel Comercializadora S.A.. 
 
7. 
Em 4 de maio de 2022, por meio do Memorando nº 126-SFF/ANEEL5, a Superintendência 
de Fiscalização Econômico-Financeira – SFF informou os valores para a composição da Base de 
Remuneração da COOPERALIANÇA, os valores brutos concernentes a Outras Receitas (OR), 
Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER). 
 
8. 
Em 8 de maio de 2022, a SRD, pelo Memorando nº 0088/20226, enviou informação 
acerca das perdas técnicas na distribuição da concessionária. 
 
9. 
Em 16 de maio de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGR realizou reunião 
técnica com representares da COOPERALIANÇA7 para discussão da proposta de Revisão Tarifária 
Periódica.  
 
10. 
Em 16 de maio de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGR realizou reunião 
técnica com representares da Cooperaliança8 para discussão da proposta de Revisão Tarifária 
Periódica. 
 
2 Documento SIC nº 48513.011073/2022 
3 Documento SIC nº 48554.000727/2022 
4 Documento SIC nº 48580.000544/2022 
5 Documento SIC nº 48536.001573/2022 
6 Documento SIC nº 48554.000818/2022 
7 Documento SIC nº 48581.001483/2022 
8 Documento SIC nº 48581.001483/2022

11. 
No dia 18 de maio de 2022 seria realizada  reunião com os representantes do Conselho 
de Consumidores da Cooperaliançay, para a apresentação dos resultados preliminares, contudo não 
houve resposta à convocação encaminhada pela SGT9.  No mesmo dia, as planilhas de cálculo 
preliminares, para fins de abertura de consulta pública, foram encaminhadas  ao Conselho de 
Consumidores10. 
 
12. 
Por meio da Nota Técnica n° 77/2022–SGT/ANEEL11, de 19 de maio de 2022, a SGT 
apresentou a proposta de cálculo a ser submetida à Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da 
Cooperaliança.. 
 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
 
 
13. 
A revisao tarifária da Cooperaliança conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 15,93%, sendo de 13,66%, em média, para os consumidores conectados na alta 
tensão e de 17,36%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
 
14. 
Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a comparação 
de tarifas, e por consequência, os efeitos percebidos, não consideram o definido na Lei nº 14.299, de 
5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição de energia elétrica 
com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal pela Resolução 
Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Isto porque as tarifas de 2022 da Centrais Elétricas 
de Santa Catarina - Celesc, as quais constituirão base de comparação para as tarifas da CooperaliançaA, 
serão conhecidas após a deliberação do RTA daquela concessionária, o que deverá ocorrer no dia 16 
de agosto de 2022.  
 
15. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
9 Documento SIC nº 48581.001482/2022 
10 Documento SIC nº 48581.001510/2022 
11 Documento SIC nº 48581.001508/2022

Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
16. 
O efeito médio de 15,93% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 8,20%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados 
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 10,62%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, 
representando -2,89% de efeito. 
 
17.  
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
 
18. 
 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível 
compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos 
investimentos prudentes. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
13,66%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
17,36%
Efeito Médio AT+BT
15,93%
7,93%
3,27%
-3,82%
0,01%
0,79%
10,62%
-2,89%
15,93%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

19. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da COOPERALIANÇA 
 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
20. 
O reposicionamento econômico de 8,20% é derivado das variações de custos das 
Parcelas A e B. 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
87.453.563
       
96.033.362
       
9,8%
7,40%
76,6%
Encargos Setoriais
18.262.806
       
27.456.156
       
50,3%
7,93%
21,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
137.992
             
143.155
             
3,7%
0,00%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
13.774.520
       
19.906.891
       
44,5%
5,29%
15,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.021.126
         
2.949.123
          
188,8%
1,66%
2,4%
PROINFA
2.270.266
         
3.322.149
          
46,3%
0,91%
2,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
1.058.902
         
1.134.838
          
7,2%
0,07%
0,9%
Custos de Transmissão
21.769.958
       
25.564.791
       
17,4%
3,27%
20,4%
MUST Itaipu
-
                      
578.245
             
0,0%
0,50%
0,5%
Transporte de Itaipu
-
                      
562.015
             
0,0%
0,48%
0,4%
Uso do sistema de distribuição
21.769.958
       
24.424.530
       
12,2%
2,29%
19,5%
Custos de Aquisição de Energia
47.353.433
       
42.930.577
       
-9,3%
-3,82%
34,2%
Receitas Irrecuperáveis
67.367
               
81.838
               
21,5%
0,01%
0,1%
PARCELA B
28.471.904
       
29.393.382
       
3,2%
0,79%
23,4%
Custos Operacionais
17.689.082
       
17.230.869
       
-2,6%
-0,40%
13,7%
Anuidades
2.803.498
         
3.093.494
          
10,3%
0,25%
2,5%
Remuneração
6.542.991
         
7.217.852
          
10,3%
0,58%
5,8%
Depreciação
4.121.194
         
4.493.165
          
9,0%
0,32%
3,6%
UD+ER+OR
(2.684.861)
        
(2.641.999)
        
-1,6%
0,04%
-2,1%
IRT considerando a varição tarifária da RTP
115.925.468
     
125.426.744
     
8,20%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
12.315.240
       
10,62%
CVA em processamento - Energia
1.200.178
          
1,04%
CVA em processamento - Transporte
359.739
             
0,31%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
10.248.404
       
8,84%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(138.105)
            
-0,12%
Neutralidade de Parcela A- Energia
470.794
             
0,41%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(132.207)
            
-0,11%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.323.594)
        
-1,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
20.614
               
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(66.870)
              
-0,06%
Previsão de Risco Hidrológico
5.572.472
          
4,81%
Ajuste CUSD
(261.088)
            
-0,23%
Reversão do Risco Hidrológico
(2.056.517)
        
-1,77%
Conselho de Consumidores 
(351.598)
            
-0,30%
Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária
(1.226.980)
        
-1,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,93%
Receita Receita Participação Participação
Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 8 7.453.563 9 6.033.362 9,8% 7,40% 76,6%      
Encargos Setoriais 1 8.262.806 2 7.456.156 50,3% 7,93% 21,9%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 37.992 1 43.155 3,7% 0,00% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 3.774.520 1 9.906.891 44,5% 5,29% 15,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 .021.126 2 .949.123 188,8% 1,66% 2,4%
PROINFA 2 .270.266 3 .322.149 46,3% 0,91% 2,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 .058.902 1 .134.838 7,2% 0,07% 0,9%      
Custos de Transmissão 2 1.769.958 2 5.564.791 17,4% 3,27% 20,4%      
MUST Itaipu - 5 78.245 0,0% 0,50% 0,5%
Transporte de Itaipu - 5 62.015 0,0% 0,48% 0,4%
Uso do sistema de distribuição 2 1.769.958 2 4.424.530 12,2% 2,29% 19,5%      
Custos de Aquisição de Energia 4 7.353.433 4 2.930.577 -9,3% -3,82% 34,2%      
Receitas Irrecuperáveis 6 7.367 8 1.838 21,5% 0,01% 0,1%      
PARCELA B 28.471.904 29.393.382 3,2% 0,79% 23,4%      
Custos Operacionais 1 7.689.082 1 7.230.869 -2,6% -0,40% 13,7%
Anuidades 2 .803.498 3 .093.494 10,3% 0,25% 2,5%
Remuneração 6 .542.991 7 .217.852 10,3% 0,58% 5,8%
Depreciação 4 .121.194 4 .493.165 9,0% 0,32% 3,6%
UD+ER+OR ( 2.684.861) ( 2.641.999) -1,6% 0,04% -2,1%      
IRT considerando a varição tarifária da RTP 1 15.925.468 1 25.426.744 8,20% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 12.315.240 10,62%      
  1 .200.178 1,04%    
  3 59.739 0,31%    
  1 0.248.404  8,84%  
  ( 138.105) -0,12%    
  4 70.794  0,41%
-0,11%
-1,14%
0,02%  
  ( 132.207)    
  ( 1.323.594)    
  2 0.614    
  ( 66.870) -0,06%    
  5 .572.472 4,81%    
  ( 261.088) -0,23%    
Reversão do Risco Hidrológico ( 2.056.517) -1,77%
Conselho de Consumidores ( 351.598) -0,30%
Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária ( 1.226.980) -1,06%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,89%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,93%      

Parcela A 
21. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 76,6% dos custos da concessionária, cuja variação 
identificada foi de 9,8%, representando um impacto tarifário 7,40%. 
22. 
Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma participação 
de 7,93%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, 
cujo impacto foi de 5,29%, o aumento dos ESS e EER, com impacto de 1,66%, e do Proinfa, com impacto 
de 0,91%. 
 
23. 
Os custos de transmissão deverão impactar a revisão em 3,27%, cujo valor depende dos 
montantes contratados e das tarifas de uso do sistema de distribuição previstos. 
 
24. 
Os custos com compra de energia, impactaram a revisão de -3,82%. Destaca-se a 
redução de custo da energia associada à substituição do contrato de suprimento por contrato de 
Comercialização de Energia a partir de Licitação Pública - CCELP, firmado junto à COPEL 
Comercializadora S.A., cuja contribuição direta para o efeito médio foi de -3,32%.  
 
Perdas Regulatórias 
25. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 6,546% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL. 
26. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória 
de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a 
média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória 
é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou

mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho 
melhores. 
27. 
No caso da Cooperaliança, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret, 
observado o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública 
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida para o ano de 2022 foi 
estabelecido em 0,262% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução ao longo 
do ciclo. 
 
 
Receitas Irrecuperáveis 
 
28. 
 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela 
empresa que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos 
consumidores, conforme previsto no regulamento. 
 
29. 
Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 21,5% em relação aos valores 
hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,01% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já observou o 
aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública 
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021. 
 
Custos da Parcela B 
30. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se 
opera a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade 
de distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados 
pela distribuidora. 
 
31. 
A Parcela B representa 23,4% dos custos da concessionária e apresentou uma variação 
de 3,2%, o que representa um impacto tarifário de 0,79%.

32. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
33. 
No caso da COOPERALIANÇA, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa 
está dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo o que não haverá aplicação 
de trajetória de redução ou aumento ao longo do ciclo. Sendo assim, em função da aplicação dos 
componentes Pd e Q do Fator X, os custos operacionais presentes nas tarifas estão sendo reduzidos 
em 2,59%, com impacto de 0,40% no efeito tarifário.  
 
34. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do 
Custo de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos 
realizados e visa recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está 
relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos 
investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, 
veículos e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos 
Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
35. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 10,3% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,58%. Esse aumento deveu-se 
principalmente ao aumento da base líquida, conforme indica o  Gráfico 2.

Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
 
36. 
A quota de reintegração regulatória variou de 9,0%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,32% nas tarifas. Este aumento se dá 
principalmente em função do aumento da taxa de depreciação média dos ativos, conforme indica o 
Gráfico 3. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,3%
11,6%
110,3%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
8,6%
0,4%
109,0%

37. 
A cobertura para anuidades variou 10,3% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,25% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de 
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende, conforme indicado no Gráfico 4. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
38. 
Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser 
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição 
de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, 
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida 
por conta e risco das concessionárias.  
 
39. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e 
demanda de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, 
sendo chamado “Excedente de Reativos” (ER), sendo que ambas as receitas são contabilizadas como 
redutoras da Parcela B.  
 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
-4,2%
14,5%
110,3%

40. 
Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de 0,04%. 
 
Componentes Financeiros 
41. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da 
Cooperaliança. 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
42. 
Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado 
pela concessionária, que totalizam um impacto de 10,19%, sendo 1,04% associado aos custos de 
energia e 8,84% aos custos de encargos. Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora 
nessa Consulta Pública serão recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo. 
 
43. 
É importante destacar também a diferença, em módulo, entre o financeiro de Previsão 
de Risco Hidrológico, com impacto de 4,81%, em relação ao financeiro de Reversão da previsão de 
Risco Hidrológico, com impacto negativo de 1,77%. Ocorre que, a despeito do melhor cenário hídrico 
em relação àquele vivenciado no ano de 2021, em função da data de término do contrato de 
suprimento com a CELESC, 31 de dezembro de 2021, no processo tarifário de 2021 foi considerada 
cobertura parcial, ao passo que no atual processo está sendo considerada cobertura completa. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
1.200.178
           
1,04%
CVA em processamento - Transporte
359.739
              
0,31%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
10.248.404
         
8,84%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(138.105)
             
-0,12%
Neutralidade de Parcela A- Energia
470.794
              
0,41%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(132.207)
             
-0,11%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.323.594)
          
-1,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
20.614
                 
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(66.870)
               
-0,06%
Previsão de Risco Hidrológico
5.572.472
           
4,81%
Ajuste CUSD
(261.088)
             
-0,23%
Reversão do Risco Hidrológico
(2.056.517)
          
-1,77%
Conselho de Consumidores 
(351.598)
             
-0,30%
Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária
(1.226.980)
          
-1,06%
Total
12.315.240
         
10,62%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 1.200.178 1,04%
CVA em processamento - Transporte 359.739 0,31%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 0.248.404 8,84%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (138.105) -0,12%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  470.794  0,41%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte (132.207) -0,11%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 1.323.594) -1,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 2 0.614 0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia (66.870) -0,06%
Previsão de Risco Hidrológico 5.572.472 4,81%
Ajuste CUSD (261.088) -0,23%
Reversão do Risco Hidrológico ( 2.056.517) -1,77%
Conselho de Consumidores (351.598) -0,30%
Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária ( 1.226.980) -1,06%      
Total 1 2.315.240 10,62%      

44. 
Já com efeito negativo, destaca-se o empréstimo setorial assossiado à Conta Escassez 
Hídrica. 
 
45. 
Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da Medida 
Provisória n° 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de 
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da 
Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022. 
 
46. 
O Despacho n° 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para fixar 
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados 
nos Termos de Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022. À COOPERALIANÇA foram 
repassados R$ 1.226.980,57, valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o 
efeito do atual processo tarifário em -1,06%. 
 
 
 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
47.                    O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo 
é compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, 
o que contribui para a modicidade tarifária. 
48.               Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na revisão 
tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
49.              O Componente Pd  objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do setor, do crescimento anual do mercado e do

número de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta fase 
da Revisão foi de 1,94%. 
50.                    O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão 
desses custos ao longo do ciclo tarifário. Tendo em vista que  os custos operacionais atualmente 
presentes nas tarifas estão dentro do intervalo de eficiência, o valor do componente T a ser aplicado 
nos reajustes subsequentes da Cooperaliança é 0,00%. 
51.                 O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à 
Qualidade e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da 
Concessionária entre 2020 e 2021, resultando em 0,65%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras 
a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais 
aderente às tarifas praticadas.  
52.                        Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revião foi de 2,59%. 
53.                         A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos, é apresentada nos Gráficos 5 e 612.  
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
 
12 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, 
foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as 
alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado 
da ANEEL. 
Distribuição
23,4%
Energia
34,2%
Transmissão
20,4%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,6%
CDE
15,9%
ESS/EER
2,4%
Outros
1,0%
Encargos
21,9%

Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
 
54. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (72,67%) e as variações do IGP-M (142,37%) e do IPCA (84,76%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7. 
 
 
 
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL 
 
Distribuição
16,8%
Energia
24,5%
Transmissão
14,6%
Setoriais
15,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
28,0%
PIS/COFINS
0,5%
Tributos 
28,5%
380,38
311,87
348,67
446,26
524,41
553,08
521,06
515,24
380,17
428,57
467,60
512,00
562,52
656,82
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
55. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária 
foi obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro 
de 2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada na Seção 8.2 do Módulo 8 
do PRODIST13. 
 
56. 
No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos 
para a Cooperaliança. Em relação aos limites globais propostos para os anos de 2023 a 2027, é proposta 
uma redução anual de 4,00% no FEC, bem como a manutenção do valor do DEC. 
 
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Cooperaliança. 
 
13 “Limites de continuidade do serviço. 
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras 
devem enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-
elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras. 
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o 
seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;  
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”;  
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho 
dos conjuntos semelhantes; e  
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e 
FEC. 
6,46
5,07
4,63
6,56
2,83
5,74
4,08
4,41
4,03
4,46
4,19
5,46
2,86
5,43
4,07
4,12
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
4,00
4,00
4,00
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Cooperaliança
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
                                
                                
                                
5,  00 5,00 5,00          5,  00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00                  
                    5,            
              00        00          
5,  00  5,  00 5,00      5,  00  5,00    5,  00  5,00 5,00 5,00 5,00 5,00        
                                
                                
6,46            6,56                    4,00 4,00 4,00
    5,07  4,46  4,63  4,19    5,46      5,74  5,43  4,08  4,07  4,41  4,12  
                                
  4,03              2,83  2,86              
                                

Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL. 
 
 
57. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Cooperaliança, apresenta-se, nos 
Gráficos 9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Observa-se que os limites de DEC e FEC da DIstribuidora já são os menores da região.   
 
 
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL. 
 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
COOPERALIANÇA
COCEL
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
UHENPAL

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL. 
 
58. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o número 
de compensações efetuadas pela Cooperaliança entre 2017 e 2021: 
 
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Cooperaliança. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2017 
13.939  
16.760,60  
2018 
3.268  
3.554,98  
2019 
10.103  
16.678,15  
2020 
7.035 
27.969,99  
2021 
8.242  
9.234,78  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
III – DIREITO 
 
59. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
COOPERALIANÇA
COCEL
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
UHENPAL
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
  Ano    Nº de Compensações      Compensação (R$)  
      13.939      16.760,60  
      3.268      3.554,98  
      10.103      16.678,15  
      7.035      27.969,99  
      8.242      9.234,78  

d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição 145/2002-ANEEL. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
60. 
A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº 
48500.003566/2021-11 e 48500.002245/2022-81, voto por instaurar consulta pública, entre 25 de 
maio de 2022 e 9 de julho de 2022, com reunião virtual em 24 de junho de 2022, para colher subsídios 
e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da 
Cooperativa Aliança - Cooperaliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022, e definir os 
correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por 
Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – 
FEC, para 2023 a 2027. 
 
Brasília, 24 de maio de 2022. 
 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA  
Diretor