1ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 05/04/202 
 
VOTO  
 
PROCESSO: 48500.004905/2021-87 
 
INTERESSADOS: Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista 
 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa  
 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da CPFL Paulista – Companhia Paulista de Força e Luz, a 
vigorar a partir de 8 de abril de 2022. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista é concessionária1 do serviço público de 
distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Campinas-SP e atende aproximadamente 4,7 milhões 
de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual 
na ordem de R$ 13,2 bilhões. 
2. 
Em 22 de abril de 2021, foi aprovada a Reajuste Tarifário Anual da CPFL Paulista, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.854/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 
8,95%. 
3. 
Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas destinadas 
ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, 
autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos financeiros decorrentes 
da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos diferimentos aplicados 
nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da operação financeira. 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1997-ANEEL.

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4. 
Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078, de 2021, sobre 
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação 
de escassez hídrica. 
5. 
Em 03 de fevereiro de 2022, a diretoria colegiada da ANEEL decidiu abrir a Consulta Pública 
nº 02/2022 para tratar da regulamentação do Decreto n° 10.939. 
6. 
Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos 
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a Medida 
Provisória n° 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta 
Pública nº 02/2022. 
7. 
Em correspondência de 9 de março de 2022, a CPFL Paulista 2  apresentou pleitos 
relacionados ao presente RTA, os quais tiveram seu registro e análise reportados em Nota Técnica da SGT 
com menção ao longo desse voto. 
8. 
Em 1º de abril de 2022, a Concessionária protocolou carta nº 073/RR/CPFL Paulista/2022 
com propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, conforme abordado no item de 
componentes financeiros. 
9. 
Em 1º de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 37/2022-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022. 
10. 
Em 30 de março de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da CPFL-
PAULISTA as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652,  
de 17 de março de 2015.  
 
 
2 Carta nº 053/RR/CPFL PAULISTA/2022 - SIC nº48513.007332/2022-00

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11. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
12. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da CPFL Paulista, a vigorar a partir de 8 de abril 
de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,97%, sendo 16,42%, em 
média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 14,24%, em média, para os consumidores em Baixa 
Tensão – BT. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
13. 
Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos 
itens de custos que compõem a tarifa. 
14. 
Em relação ao efeito médio de 14,97%, esse decorre, essencialmente: 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em 
11,54%; 
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um 
efeito de 1,23%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, 
que contribuíram para uma variação de 2,20%, conforme apresentado no Gráfico 1.
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
16,42%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
14,24%
Efeito Médio AT+BT
14,97%

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Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
15. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
6,99%
-1,12%
1,39%
4,27%
1,23%
2,20%
14,97%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
16. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 71,7% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,27% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos: 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
9.626.652.355
      
10.588.589.851
   
10,0%
7,27%
71,7%
Encargos Setoriais
2.609.061.000
      
3.534.570.223
      
35,5%
6,99%
23,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
17.700.580
           
20.337.638
           
14,9%
0,02%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
1.654.317.601
      
2.289.534.193
      
38,4%
4,80%
15,5%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
140.820.088
         
163.326.141
         
16,0%
0,17%
1,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
188.671.943
         
164.601.580
         
-12,8%
-0,18%
1,1%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
212.489.372
         
335.346.565
         
57,8%
0,93%
2,3%
PROINFA
285.677.663
         
439.199.124
         
53,7%
1,16%
3,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
108.900.761
         
121.737.981
         
11,8%
0,10%
0,8%
ONS
482.992
                 
487.001
                 
0,8%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
1.427.131.100
      
1.279.185.260
      
-10,4%
-1,12%
8,7%
Rede Básica
850.834.667
         
791.754.845
         
-6,9%
-0,45%
5,4%
Rede Básica Fronteira
300.529.981
         
243.173.691
         
-19,1%
-0,43%
1,6%
Rede Básica ONS (A2)
8.124.004
              
7.371.193
              
-9,3%
-0,01%
0,0%
MUST Itaipu
101.237.816
         
88.693.690
           
-12,4%
-0,09%
0,6%
Transporte de Itaipu
137.047.793
         
106.740.715
         
-22,1%
-0,23%
0,7%
Conexão
29.356.839
           
41.451.128
           
41,2%
0,09%
0,3%
Custos de Aquisição de Energia
5.590.460.255
      
5.774.834.368
      
3,3%
1,39%
39,1%
PARCELA B
3.612.503.926
      
4.178.016.903
      
15,7%
4,27%
28,3%
IRT
13.239.156.281
   
14.766.606.754
   
11,54%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
169.145.089
         
1,23%
CVA em processamento - Energia
599.558.547
         
4,36%
CVA em processamento -Transporte
34.436.080
           
0,25%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
707.505.778
         
5,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.761.460
           
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(54.657.022)
          
-0,40%
Sobrecontratação/exposição de energia
(99.347.961)
          
-0,72%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.470.654
              
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
375.570.572
         
2,73%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
(623.848)
                
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(50.657)
                  
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(375.665.136)
        
-2,73%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
163.722.611
         
1,19%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
1.866.200
              
0,01%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(3.448.993)
            
-0,03%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(622.330.156)
        
-4,53%
Neutralidade - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
(1.591.750)
            
-0,01%
Reversão - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
22.062.744
           
0,16%
Reversão  - Diferimento de Parcela B
236.678.899
         
1,72%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
(94.081.981)
          
-0,68%
Financeiros de postergação das tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021)
45.746.495
           
0,33%
Conta de Escassez Hídrica - REN nº 1.008/2022
(386.437.447)
        
-2,81%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS
(400.000.000)
        
-2,91%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,20%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
14,97%
Participação no Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
Reajuste na Receita        
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 9 .626.652.355 10.588.589.851 10,0% 7,27% 71,7%        
Encargos Setoriais 2 .609.061.000 3 .534.570.223 35,5% 6,99% 23,9%        
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 7.700.580 2 0.337.638 14,9% 0,02% 0,1%        
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA  1 .654.317.601 2 .289.534.193
1 40.820.088 1 63.326.141
1 88.671.943 1 64.601.580
2 12.489.372 3 35.346.565
2 85.677.663 4 39.199.124    38,4% 4,80% 15,5%
16,0% 0,17% 1,1%
-12,8% -0,18% 1,1%
57,8% 0,93% 2,3%
53,7% 1,16% 3,0%  
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 08.900.761 1 21.737.981 11,8% 0,10% 0,8%
ONS 4 82.992 4 87.001 0,8% 0,00% 0,0%        
Custos de Transmissão 1 .427.131.100 1 .279.185.260 -10,4% -1,12% 8,7%        
Rede Básica 8 50.834.667 7 91.754.845 -6,9% -0,45% 5,4%
Rede Básica Fronteira 3 00.529.981 2 43.173.691 -19,1% -0,43% 1,6%
Rede Básica ONS (A2) 8 .124.004 7 .371.193 -9,3% -0,01% 0,0%
MUST Itaipu 1 01.237.816 8 8.693.690 -12,4% -0,09% 0,6%
Transporte de Itaipu 1 37.047.793 1 06.740.715 -22,1% -0,23% 0,7%
Conexão 2 9.356.839 4 1.451.128 41,2% 0,09% 0,3%        
Custos de Aquisição de Energia 5 .590.460.255 5 .774.834.368 3,3% 1,39% 39,1%        
PARCELA B 3 .612.503.926 4 .178.016.903 15,7% 4,27% 28,3%        
IRT 13.239.156.281 14.766.606.754 11,54% 100%        
        
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 169.145.089 1,23%        
CVA em processamento - Energia
CVA em processamento -Transporte
CVA em processamento - Encargos Setoriais
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
Sobrecontratação/exposição de energia
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Previsão de Risco Hidrológico
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
Reversão do Risco Hidrológico
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício C
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
Neutralidade - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
Reversão - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
Reversão - Diferimento de Parcela B
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Ex
Financeiros de postergação das tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021)
Conta de Escassez Hídrica - REN nº 1.008/2022
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS  ircular 20/2021)
cedente de Reativos  599.558.547 4,36%
34.436.080 0,25%
707.505.778 5,15%
18.761.460 0,14%
(54.657.022) -0,40%
(99.347.961) -0,72%
1 .470.654 0,01%
375.570.572 2,73%
( 623.848) 0,00%
(50.657) 0,00%
( 375.665.136) -2,73%
163.722.611 1,19%
1 .866.200 0,01%
(3.448.993) -0,03%
( 622.330.156) -4,53%
(1.591.750) -0,01%
22.062.744 0,16%
236.678.899 1,72%
(94.081.981) -0,68%
45.746.495 0,33%
( 386.437.447) -2,81%
( 400.000.000) -2,91%    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,20%        
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 14,97%        

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a) 
Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito 
tarifário médio de 6,99%. Destacam-se os seguintes encargos: (i) CDE Uso que 
variou 38,4%, impactando o efeito médio em 4,80%; (ii) o Proinfa que variou 
53,7%, impactando o reajuste em 1,16%; e (iii) o encargo EER/ESS que variou 
57,8%, representando 0,93% no efeito médio; 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -10,4% e 
contribuíram para um efeito médio de -1,12%. Sobre esse item, destaca-se a 
redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, 
aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896, 
respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 
05 de outubro de 2021; e 
c) 
Custos de aquisição de energia – tiveram uma variação de 3,3% e representaram 
um efeito tarifário de 1,39%. Contribuíram para esse efeito: (i) os custos 
decorrentes dos contratos bilaterais (impacto de 1,41%) os quais são atualizados, 
em sua grande maioria, pelo Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M); e (ii) a 
redução do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de -1,33%), em 
função, principalmente, da redução da tarifa de repasse estabelecida na Resolução 
Homologatória nº 3.007/2021, US$ 24,73, em relação àquela indicada na 
Resolução Homologatória nº 2.812/2020, US$ 28,07, bem como a variação do 
dólar passando de R$5,59 em 2021 para R$5,05 em 2022. As contribuições das 
diferentes modalidades de contratação podem ser observadas no gráfico abaixo

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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
17. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 28,3% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 4,27% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
18. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2021 e 
março de 2022 do IGP-M (de  14,77%), subtraída do Fator X (de -0,88%), o que totaliza 15,65%.  
19. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem3 e com tributos4), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
 
3 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. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,1% para o ICMS e de  4,3% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 24,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 32,1% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
1,39%
0,30%
0,28%
0,20%
0,32%
0,18%
-1,33%
1,41%
0,02%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa

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elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
 
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 
20. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 1,23% no atual reajuste da CPFL Paulista, conforme indicado na 
Tabela 2. 
 
 
5 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
28,3%
Custo de 
Energia…
Custo de 
Transmissão
8,7%
PROINFA
3,0%
CDE
17,7%
ESS/EER
2,3%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
23,9%
Custo de Distribuição
21,4%
Custo de Energia
29,6%
Custo de 
Transmissão
6,6%
Encargos Setoriais
18,1%
ICMS
20,1%
PIS/COFINS 4,3%
Tributos
24,3%

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21. 
Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 4,36%, 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 da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico 
de CCGF e Usinas Repactuadas, e a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, este com efeito de 5,15%, 
em decorrência principalmente da diferença entre cobertura concedida da CDE no último processo 
tarifário e os custos efetivamente incorridos e dos encargos EER/ESS  impactado pelo despacho de usinas 
fora da ordem de mérito. 
22. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
23. 
Com relação à neutralidade e ajuste do financeiro saldo de Itaipu - Decreto nº 10.665/2021, 
no processo tarifário de 2021 da CPFL - Paulista foi incluído um componente financeiro negativo de R$ 
190.242.224,79, referente à utilização e alocação do Saldo Positivo da Conta Comercialização da Energia 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
599.558.547
             
4,36%
CVA em processamento -Transporte
34.436.080
                
0,25%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
707.505.778
             
5,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.761.460
                
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(54.657.022)
              
-0,40%
Sobrecontratação/exposição de energia
(99.347.961)
              
-0,72%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.470.654
                  
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
375.570.572
             
2,73%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
(623.848)
                    
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(50.657)
                      
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(375.665.136)
            
-2,73%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
163.722.611
             
1,19%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
1.866.200
                  
0,01%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(3.448.993)
                 
-0,03%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(622.330.156)
            
-4,53%
Neutralidade - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
(1.591.750)
                 
-0,01%
Reversão - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
22.062.744
                
0,16%
Reversão  - Diferimento de Parcela B
236.678.899
             
1,72%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
(94.081.981)
          
-0,68%
Financeiros de postergação das tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021)
45.746.495
                
0,33%
Conta de Escassez Hídrica - REN nº 1.008/2022
(386.437.447)
        
-2,81%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS
(400.000.000)
        
-2,91%
Total
169.145.089
             
1,23%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia 599.558.547 4,36%
CVA em processamento -Transporte 3 4.436.080 0,25%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 707.505.778 5,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 8.761.460 0,14%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (54.657.022) -0,40%
Sobrecontratação/exposição de energia (99.347.961) -0,72%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.470.654 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 375.570.572 2,73%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia (623.848) 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR (50.657) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico (375.665.136) -2,73%    
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte  163.722.611 1,19%  
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid 1.866.200 0,01%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) ( 3.448.993) -0,03%    
  (622.330.156) -4,53%  
  ( 1.591.750) -0,01%  
  2 2.062.744 0,16%  
  236.678.899 1,72%  
  (94.081.981) -0,68%  
  4 5.746.495 0,33%  
    
    
Total 1 69.145.089 1,23%    

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Elétrica de Itaipu e respectivos excedentes financeiros extraordinários, em favor da modicidade tarifária, 
nos termos do Decreto 10.665/2021 e conforme valores e condições aprovadas pela REH 2.969/2021. 
24. 
De acordo com Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL, o tratamento a ser dado nos 
processos tarifários subsequentes envolve a apuração e o repasse da Neutralidade do componente 
financeiro negativo incluído em 2021, bem como a avaliação da diferença entre o montante total de 
recursos recebido até então da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu e o valor incluído no 
processo tarifário de 2021. 
25. 
No caso da CPFL-Paulista, foi recebido até o momento o valor de R$ 168.958.070,37, valor 
este inferior ao componente financeiro incluído no processo tarifário de 2021, o que implicou em uma 
reversão da parcela de recursos não recebida da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu, conforme 
fórmula 5 da NT nº 247/2021-SGT/ANEEL. 
26. 
Dessa forma, neste processo tarifário estão sendo incluídos os componentes financeiros de 
Neutralidade e Ajuste do financeiro de Itaipu decorrente do Decreto 10.665/2021, com valores de R$ 
(1.591.750,40) e de R$ 22.062.743,51, respectivamente. 
27. 
O componente financeiro reversão dos custos referentes ao reperfilamento dos custos de 
Rede Básica Sistema existente -RBSE, este associado às instalações de transmissão existentes em 31 de 
dezembro 
de 
2000, 
o 
Parecer 
da 
Procuradoria 
nº 
00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU 
(SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020, concluiu que: “A remuneração ou juros pelo 
capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 – remuneração do custo de capital – 
deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria 
MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do “efetivo pagamento”, sendo 
incorporada à RAP das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo 
prazo de oito anos.”  
28. 
Considerando que durante os ciclos 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

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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. Em razão da pressão tarifária a 
que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela 
alternativa de “reperfilamento” desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado 
o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do 
componente econômico, cuja Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas 
e depreciações, de modo a acomodar o custo total relativo a essas instalações. 
29. 
Desta forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o 
ciclo 2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – 
ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB e de Fronteira – 
TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados.  
30. 
Assim, no processo tarifário de 2021 foi considerado um componente financeiro negativo 
equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao 
patamar de custos de transmissão vigentes. 
31. 
No processo tarifário atual, o valor negativo considerado no RTA de 2021 será revertido em 
um componente financeiro positivo, perfazendo um total de R$ 163.722.611, devidamente corrigido pela 
Selic. 
32. 
No que se refere ao financeiro reversão do diferimento de Parcela B, no Reajuste tarifário 
anual de 2021 a CPFL – Paulista concordou com o diferimento de recursos referentes à Parcela B como 
umas das medidas adicionais adotadas para a mitigação das tarifas. No presente processo tarifário, o valor 
será revertido como um componente financeiro positivo de R$ 236.678.899, valor já corrigido pelo IPCA. 
33. 
Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente 
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL 
e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas

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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 e estão relacionados abaixo: 
 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.  
35. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22. 
36. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado 
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de 
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo: 
 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do 
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta 
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel: 
 
(...) 
 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar 
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
37. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas, 
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
38. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem

Página 13 de 20 
 
 
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários. 
39. 
No processo da CPFL Paulista, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada 
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência 
de janeiro/2022. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA 
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada. 
40. 
Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela 
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que 
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época. 
41. 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e 
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se um 
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos 
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica. 
42. 
Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo 
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, conforme saldo da distribuidora 
frente à Conta Bandeiras na competência de janeiro/2022, para expurgar o efeito dos custos não cobertos 
pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez; no processo tarifário 
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic. 
43. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário, 
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, R$ (622.330.156), dividido em 
componentes de energia e ESS, que contribuíram com -4,53%  no efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores. 
 
Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL

Página 14 de 20 
 
 
44. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL6, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à CPFL 
Paulista informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para 
o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020-
SGT/ANEEL7, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela CPFL Paulista foi de R$ (3.448.993), 
já atualizado pela Selic. 
 
Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial  
45. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre 
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública 
nº 05/2021.  
46. 
No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado 
à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado 
à respectiva ação judicial.  
47. 
A CPFL Paulista, por meio de correspondência, encaminhada à ANEEL em 26 de janeiro de 
2022, solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ (400.000.000,) decorrente de êxito e da 
projeção da ação judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS 
cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário 
em -2,91%. 
 
Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo 
- UDER 
48. 
Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de Ultrapassagem 
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o aditivo 
contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda 
 
 
6 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.  
7 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

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revisão tarifária posterior ao 3CRTP. 
49. 
No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão 
tarifária, neste processo de reajuste tarifário está sendo considerada a antecipação da reversão dos 
respectivos recursos faturados entre a abril/21 à fevereiro/22 conforme valores declarados pela 
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 8/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 07 de março de 2022. Dessa 
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$(94.081.981).  
50. 
Ressalta-se 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 2,8% a.a. aplicado ao montante 
antecipado. 
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
51. 
De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos processos 
tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva transferência dos valores 
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a serem 
recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro negativo. 
52. 
A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os seguintes 
itens: (i)  Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia 
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg; (iii) Importação de energia 
referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 
da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação 
dos recursos da operação financeira). 
53. 
O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata 
a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão

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do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi incentivar 
os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de escassez hídrica. 
54. 
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em contrapartida 
da redução média verificada do consumo de energia elétrica8.  
55. 
Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as 
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. Já o 
Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio econômico-
financeiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL 
avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo 
contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente do Programa. 
56. 
Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o ONS a 
despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a partir da 
Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que alocável na carga 
e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional total do sistema 
elétrico. 
57. 
Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias operativas 
ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade do Sistema 
Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia. 
58. 
Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos 
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da ordem 
de R$ 790 milhões. 
 
 
8 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

Página 17 de 20 
 
 
59. 
Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022 
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à liberação 
dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado de conclusão da 
operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão de novos diferimentos 
seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022. 
60. 
Em 1º de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência referente com 
propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica9, com Parcela referente a Importação 
no período de julho a agosto de 2021 no valor de R$(49.527.617,); bônus - redução voluntária no valor de 
R$(101.923.018,); e diferimento de Parcela B no valor de R$(234.986.811,). 
Evolução da Tarifa B1 
61. 
Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (101,3%), comparada com as variações do IGP-M (143,9%) e do IPCA 
(81,4%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
 
9 Carta nº 073/RR/CPFL Paulista/2022

Página 18 de 20 
 
 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
 
62. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de abril/2022 a março/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
abril/2021 a março/2022. 
 
337,15
276,21
272,12
316,86
403,00
419,64
447,19
404,17
484,63
523,02
550,20
595,66
678,65
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Reajuste
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Página 19 de 20 
 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
III. 
D I R E I T O 
63. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:  (a) Lei nº 9.427, de 1996; 
(b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) Contrato de Concessão do Serviço Público de 
Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1997-DNAEE-MME-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
64. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004905/2021-87, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da CPFL 
Paulista, a vigorar a partir de 8 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 14,97%, sendo 16,42% para os consumidores 
em Alta Tensão – AT e 14,24% para os consumidores em Baixa Tensão - BT, e 
demais encaminhamentos; 
(ii) 
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; 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
1.870.693
        
29.617.703
     
31.488.395
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(36.864)
            
3.352.171
        
3.315.308
        
Subsídio Distribuição
(339.598)
          
87.514
             
(252.084)
          
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
20.869
             
1.725.828
        
1.746.698
        
Subsídio Rural
(278.692)
          
2.779.448
        
2.500.756
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
4.494
                
3.685.575
        
3.690.069
        
Total
1.240.902
        
41.248.239
     
42.489.142
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 1 .870.693 2 9.617.703 3 1.488.395
Subsídio Geração Fonte Incentivada ( 36.864) 3 .352.171 3 .315.308
Subsídio Distribuição ( 339.598) 8 7.514 ( 252.084)
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 2 0.869 1 .725.828 1 .746.698
Subsídio Rural ( 278.692) 2 .779.448 2 .500.756
Subsídio Irrigante/Aquicultor 4 .494 3 .685.575 3 .690.069  
Total 1 .240.902 4 1.248.239 4 2.489.142  

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(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e 
(iv) 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. 
 
Brasília, 5 de abril de 2022. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO 
Diretor