* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
48500.0005053/2020-64 
Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL  
 
Em 22 de setembro de 2021 
 
 
 
Processo: 48500.005055/2020-53. 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes às Permissionárias de Distribuição de 
Energia Elétrica com aniversário contratual em 30 de 
setembro de 2021.  
 
 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
Esta Nota Técnica apresenta os resultados dos processos tarifários das 
Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica com aniversário contratual em 30 de setembro 
de 2021. Os resultados foram calculados em conformidade com as disposições legais e normativas 
pertinentes e segundo as regras estabelecidas nos Contratos de Permissão de Distribuição. O 
detalhamento dos cálculos do processo tarifário de cada permissionária é apresentado no Anexo 1. 
 
II - DOS FATOS   
 
2. 
Os Contratos de Permissão têm por objetivo a regulação da exploração de serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica. Estes Contratos preveem a periodicidade dos processos 
tarifários que podem ser do tipo: Reajuste Tarifário Anual ou Revisão Tarifária Periódica. Os 
Reajustes ocorrem anualmente, nas datas de aniversário contratual, exceto quando acontecem as 
Revisões, estas a cada 4 anos.  
 
3. 
A Resolução Normativa nº 704, de 22 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e 
a revisão dos Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - Proret, que 
definem as regras de reajuste e de revisão tarifária das permissionárias de serviço público de 
distribuição de energia elétrica e minuta de termo aditivo ao contrato de permissão. 
 
4. 
Em 27 de agosto de 2021, foram homologados os novos valores de subvenção para 
as permissionárias/concessionárias cooperativas com baixa densidade de carga supridas pela Celesc 
Distribuição S.A. 
 
5. 
As permissionárias com aniversário contratual em 30 de setembro de 2021 seguem 
a metodologia estabelecida pelo Proret 8.4. A tabela 1 detalha as informações das permissionárias, 
bem como o processo tarifário ao qual estão submetidas. 
 
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Fls. 2 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Tabela 1. Permissionárias com data de aniversário contratual em 30 de setembro de 2021 
 
 
6. 
Em 20/09/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças – SAF, as permissionárias encontram-se adimplentes 
com suas obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista 
o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 
15/03/2004. 
 
 
III - DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS 
 
7. 
Para o cálculo tarifário, a receita anual da permissionária é dividida em duas parcelas: 
a “Parcela A”, formada pelos custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia, 
além dos encargos setoriais; e a “Parcela B”, formada por custos diretamente gerenciáveis pela 
permissionária, próprios da atividade de distribuição.  
 
8. 
O cálculo tarifário também compreende o cálculo dos componentes financeiros, que 
não compõem a Parcela A e B da permissionária, mas que são acrescentados ou subtraídos das 
Sigla
Permissionária
Número do 
Contrato
Tipo de Processo 
Tarifário
Carta
Cedri
Cooperativa de Energização e Desenvolvimento Rural do Vale do Itariri
02/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº 564, de 31/08/2021
Cejama
Cooperativa de Eletricidade Jacinto Machado
21/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº 035/2021 de 31/08/2021.
Ceraçá
Cooperativa Distribuidora de Energia Vale do Araçá
24/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
OF. 042/2021-DISTRIB, de 27/08/2021
Cerbranorte
Cooperativa de Eletrificação Braço do Norte
25/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº 14/2021, de 30/08/2021
Cerej
Cooperativa de Prestação de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica Senador Esteves 
Júnior
28/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Of 57/2021, de 31/08/2021
Cergal
Cooperativa de Eletrificação Rural Anita Garibaldi Ltda
16/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício PR 062/2021, de 30/08/2021
Cergapa
Cooperativa de Eletricidade de Grão Pará
38/2010
Revisão 
Tarifária 
Periódica
Pleito revisão tarifária Cergapa de 30/08/2021
Cergral
Cooperativa de Eletricidade de Gravatal
22/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Pleito Cergral de 30/08/2021.
Cermoful
Cooperativa Fumacense de Eletricidade
40/2010
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício Morro da Fumaça, de 30/08/2021
Cerpalo
Cooperativa de Eletricidade de Paulo Lopes
23/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Of. 31/2001, de 31/08/2021
Cersul
Cooperativa de Eletrificação Sul Catarinense
20/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício CERSUL nº 069 de 27/08/21
Certrel
Cooperativa de Energia Treviso
35/2010
Revisão 
Tarifária 
Periódica
Of. CERTREL 44/2021, de 28/8/2021
Coopera
Cooperativa Pioneira de Eletrificação
18/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Of 61/2021, de 31/08/2021
Coopercocal
Cooperativa Energética Cocal
34/2010
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº 240/2021-ADM/COOPERCOCAL de 18/08/21
Coopermila
Cooperativa de Eletrificação Lauro Muller
17/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Of. 31/2021, de 27/8/2021
Coorsel
Cooperativa Regional Sul de Eletrificação Rural
26/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
Oficio n° 051 de 30/08/21
Cervam
Cooperativa de Energização e Desenvolvimento do Vale do Mogi 
11/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº 061/2021-PRE, de 31/08/2021
Cegero
Cooperativa de Eletricidade de São Ludgero 
08/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Of. 11/2021, de 31/08/2021
Cersad
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica Salto Donner 
09/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício nº 11 de 31/08/21
Codesam
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica Santa Maria 
10/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício 029 de 09/09/21
Cooperzem
COOPERZEM Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica
07/2018
Reajuste 
Tarifário Anual
Ofício Dt 04/2021, de 27/08/2021
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tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos 12 meses subsequentes ao reajuste 
tarifário em processamento.  
 
9. 
Os processos tarifários da Certrel e da Cergapa são Revisões Tarifárias Periódicas. 
Para as demais permissionárias, realizam-se Reajuste Tarifários Anuais. Vale destacar que, de 
acordo com o submódulo 8.4 do Proret, a diferença principal entre os processos tarifários está que, 
na RTP, é definida uma nova Estrutura Tarifária para a permissionária. 
 
10. 
Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 30 
de setembro de 2021 conduziram ao seguinte resultado: 
 
Tabela 2. Efeito Médio Para o Consumidor Cativo 
 
 
11. 
Nas permissionárias Cergapa, Cerej, Coopera, Coopermila, Cedri e Cersad verifica-se 
uma diferença expressiva entre os efeitos médios de alta e baixa tensão. 
 
12. 
Nos casos da Cerej e da Cersad, as diferenças foram provocadas pelas variações nas 
subvenções para baixa densidade de carga, visto que, por representar um financeiro associado à 
Parcela B, seu efeito afeta mais os consumidores de baixa tensão.  
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Efeito B1
Cedri
5,58%
-0,41%
2,52%
-1,53%
Cejama
-12,74%
-14,67%
-13,71%
-16,56%
Ceraçá
7,65%
6,50%
6,82%
1,30%
Cerbranorte
-2,76%
-2,51%
-2,60%
-4,61%
Cerej
16,83%
6,34%
7,67%
3,01%
Cergal
12,43%
10,69%
10,92%
10,33%
Cergapa
3,15%
8,27%
7,03%
3,45%
Cergral
10,61%
7,14%
7,88%
5,96%
Cermoful
12,54%
7,65%
10,00%
7,16%
Cerpalo
5,51%
-0,09%
0,65%
-0,19%
Cersul
9,53%
8,62%
9,02%
5,78%
Certrel
9,15%
7,19%
8,29%
5,50%
Coopera
7,29%
2,98%
5,75%
1,99%
Coopercocal
12,53%
10,66%
11,73%
9,63%
Coopermila
14,59%
21,27%
17,33%
14,13%
Coorsel
3,64%
7,67%
6,31%
4,20%
Cervam
0,26%
0,30%
0,28%
-1,99%
Cegero
10,86%
13,50%
11,41%
11,81%
Cersad
-14,51%
-20,87%
-17,76%
-21,83%
Codesam
13,65%
11,74%
13,44%
10,88%
Cooperzem
11,13%
16,14%
15,22%
12,97%
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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13. 
Já para as empresas Coopera e Cedri, as diferenças foram provocadas pelos 
financeiros de conta covid e diferimento de energia, respectivamente, os quais impactam de forma 
diferente os diversos consumidores. 
 
14. 
Nos casos da Coopermila e da Cergapa, as diferenças ocorrem devido às reduções 
dos descontos tarifários para os consumidores rurais em baixa tensão, uma vez que os mercados 
desses consumidores são expressivos para essas permissionárias. 
 
15. 
Para as revisões tarifárias em debate, a Certrel e a Cergapa não solicitaram o cálculo 
da estrutura tarifária, em razão disso, foram adotadas como tarifas de referência as tarifas de base 
econômica de sua principal supridora (Celesc Dis). 
 
16. 
O efeito médio decorre:  
 
i. 
da atualização dos itens de custos das Parcelas A e B, calculado conforme contrato 
de permissão; 
ii. 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual cálculo tarifário 
para compensação nos 12 meses subsequentes; e 
iii. 
da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que vigoraram até a data deste em processamento. 
  
17. 
A tabela 3 mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio de cada 
permissionária. 
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48500.0005053/2020-64 
 
Tabela 3. Efeito por Itens de custos  
 
Itens de Custo
Cedri
Cejama
Ceraçá
Cerbranorte
Cerej
Cergal
Cergapa
Cergral
Cermoful
Cerpalo
Cersul
Certrel
Coopera
Coopercocal Coopermila
Coorsel
Cervam
Cegero
Cersad
Codesam
Cooperzem
Encargos Setoriais
4,24%
1,23%
0,82%
1,92%
0,62%
3,52%
0,78%
0,71%
0,79%
0,62%
0,86%
0,72%
8,81%
0,83%
0,76%
1,26%
1,53%
5,40%
1,40%
0,93%
0,67%
CDE
0,31%
0,32%
0,45%
0,41%
0,35%
0,62%
0,44%
0,40%
0,39%
0,37%
0,46%
0,36%
0,49%
0,42%
0,39%
0,37%
0,34%
0,46%
0,33%
0,43%
0,39%
CDE Conta Covid
3,69%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,37%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
7,85%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,77%
0,00%
0,00%
0,00%
ESS/EER
0,00%
0,65%
0,00%
1,21%
0,00%
0,23%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,61%
0,87%
1,68%
0,81%
0,00%
0,00%
Proinfa
0,27%
0,28%
0,36%
0,30%
0,25%
0,30%
0,34%
0,31%
0,41%
0,27%
0,39%
0,37%
0,52%
0,42%
0,34%
0,27%
0,32%
0,51%
0,31%
0,52%
0,29%
TFSEE
-0,03%
-0,03%
0,01%
-0,01%
0,01%
-0,01%
0,01%
-0,01%
-0,01%
-0,01%
0,01%
-0,02%
-0,05%
-0,01%
0,02%
0,02%
0,00%
-0,01%
-0,06%
-0,01%
-0,01%
Transporte
0,07%
-0,96%
0,11%
0,48%
0,01%
-4,70%
-0,50%
-0,53%
1,87%
-2,18%
1,39%
0,04%
-1,07%
1,44%
0,23%
-0,20%
0,36%
0,89%
-2,05%
-0,22%
-1,68%
Rede Básica
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-1,20%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Rede Básica Fronteira
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,13%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Uso do sistema de distribuição
0,07%
-0,96%
0,11%
0,48%
0,01%
-4,70%
-0,50%
-0,53%
1,87%
-2,18%
1,39%
0,04%
0,00%
1,44%
0,23%
-0,20%
0,36%
0,89%
-2,05%
-0,22%
-1,68%
Compra de Energia
1,69%
-10,66%
4,95%
-6,78%
12,47%
1,66%
5,07%
7,44%
4,85%
9,70%
4,39%
15,20%
5,11%
5,03%
7,37%
-5,57%
-5,16%
-6,06%
-0,63%
8,71%
8,39%
Parcela A
6,00%
-10,38%
5,88%
-4,39%
13,10%
0,48%
5,35%
7,62%
7,51%
8,14%
6,63%
15,96%
12,85%
7,30%
8,36%
-4,51%
-3,27%
0,23%
-1,29%
9,41%
7,38%
Parcela B
-9,19%
-6,12%
5,65%
0,77%
7,51%
-0,31%
4,39%
3,49%
0,45%
0,94%
5,50%
2,24%
-7,05%
0,86%
5,93%
4,95%
0,18%
-0,53%
-8,59%
-1,23%
0,02%
Total Econômico
-3,20%
-16,50%
11,53%
-3,62%
20,61%
0,16%
9,74%
11,11%
7,96%
9,09%
12,14%
18,20%
5,79%
8,16%
14,29%
0,45%
-3,10%
-0,30%
-9,88%
8,18%
7,40%
Repasse de PIS COFINS
1,98%
2,78%
2,64%
2,93%
1,65%
2,29%
2,51%
1,88%
2,06%
1,99%
2,27%
1,68%
1,70%
2,47%
3,26%
2,94%
3,17%
3,16%
2,48%
3,16%
2,49%
Neutralidade Encargos Setoriais
0,05%
-0,39%
-0,72%
-0,54%
-0,56%
0,14%
0,01%
-0,62%
-2,18%
-1,11%
-0,15%
-1,26%
-1,04%
-1,68%
1,92%
0,47%
-2,30%
-1,57%
-1,39%
-1,35%
-0,76%
Compensação DIC FIC
-0,29%
-0,15%
-0,09%
0,00%
-1,45%
0,00%
-0,24%
-0,23%
0,00%
0,00%
0,00%
-0,11%
0,00%
-0,11%
-1,01%
0,00%
-0,58%
0,00%
-1,57%
0,00%
-0,15%
Subvenção Baixa Densidade de Carga
-17,76%
-12,83%
-21,73%
-10,85%
-42,34%
-1,67%
-18,51%
-15,01%
-1,94%
-8,73%
-26,78%
-10,51%
0,00%
-6,45%
-14,99%
-17,84%
-9,09%
0,00%
-18,84%
0,00%
-15,38%
Retenção de Adicional de Bandeiras Tarif.
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Ajuste CUST RB - PIS/COFINS
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,47%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Recálculo PB ano anterior
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,68%
Financeiro  Ren 414/2010
0,00%
0,00%
0,00%
-0,02%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
COVID Parcela B
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-11,95%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-1,54%
0,00%
0,00%
0,00%
Previsão Risco Hidrológico
0,00%
1,94%
0,00%
3,14%
0,00%
1,56%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,52%
1,57%
3,82%
1,94%
0,00%
0,00%
Diferimento de Energia
-6,57%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-3,32%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Diferimento Pis Cofins
0,00%
0,00%
-2,64%
0,00%
-1,65%
0,00%
-2,51%
-1,88%
0,00%
0,00%
-2,27%
-1,68%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-2,48%
0,00%
0,00%
Diferimento de Parcela B
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-8,62%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-2,98%
0,00%
0,00%
0,00%
Total Financeiro
-22,59%
-8,65%
-22,54%
-5,33%
-44,35%
-1,00%
-18,75%
-15,86%
-2,06%
-16,47%
-26,93%
-11,87%
-10,82%
-5,77%
-10,81%
-12,92%
-7,23%
0,90%
-19,86%
1,81%
-13,12%
Retirada dos Finan. do Ano Anterior e 
alteração dos descontos na tarifa.
28,31%
11,44%
17,83%
6,35%
31,41%
11,76%
16,04%
12,63%
4,10%
8,03%
23,81%
1,96%
10,78%
9,34%
13,85%
18,78%
10,61%
10,81%
11,98%
3,45%
20,94%
Efeito Médio
2,52%
-13,71%
6,82%
-2,60%
7,67%
10,92%
7,03%
7,88%
10,00%
0,65%
9,02%
8,29%
5,75%
11,73%
17,33%
6,31%
0,28%
11,41%
-17,76%
13,44%
15,22%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
48500.0005053/2020-64 
18. 
Observando a tabela 3, destacam-se os reajustes tarifários da Coopermila e da 
Cooperzem, com efeitos médios para o consumidor de 17,33% e 15,22% respectivamente. Estes 
resultados foram provocados principalmente pela variação das tarifas de suprimento e pela variação 
do pleito de parcela B. 
19. 
Observa-se também, que os reajustes tarifários para empresas Cersad, Cejama e 
Cerbranorte possuem reajuste negativos, -17,76%, -13,71% e -2,60%, respectivamente. Estes efeitos 
decorrem principalmente da substituição dos contratos de suprimento com a Celesc por contratos 
no Ambiente de Contratação Livre (ACL) e das novas subvenções para cooperativas com baixa 
densidade de carga1 calculadas para as empresas supridas pela Celesc. Nos casos da Cejama e da 
Cersad, as permissionárias ainda solicitaram valores de Parcela B inferiores ao processo anterior. 
20. 
Além das 3 empresas listadas acima, Cergal, Coorsel, Cervam e Cegero também 
substituíram parte dos contratos de suprimento por contratos no ACL. As substituições contratuais 
reduziram as tarifas em média 4,7%. 
21. 
Nos casos da Cerbranorte e da Cersad, os efeitos não foram menores em razão da 
redução dos descontos nas tarifas de suprimento, que foram reduzidos de 9,94% e 25,68%, 
respectivamente, a zero. 
22. 
Ainda em relação à compra de energia, destacam-se os efeitos evidenciados nas 
tarifas da Cersul (4,39%), Coopera (5,11%), Coopercocal (5,03%), Cooperzem (8,39%), Coopermila 
(7,37%) e Codesam (8,71%), as quais foram impactadas pela revisão da tarifa de energia da Celesc, 
que por sua vez variou 14,52%. 
23. 
Já, em relação aos impactos da compra de energia nas permissionárias: Cerej 
(12,47%), Certrel (15,20%), Cerpalo (9,70%), Cergral (7,44%), Ceraça (4,95%), Cermoful (4,85%) e 
Cergapa (5,07%), além da variação das tarifas de suprimento, tiveram seus descontos na tarifa de 
energia reduzidos. 
 
24. 
O Gráfico 1 mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da Receita 
das permissionárias. 
 
 
 
1 Dsp 2620/2021, de 27/08/2021. 
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. 
              
 
             
Gráfico 1. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida 
 
 
25. 
O Gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita das 
distribuidoras com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais declaradas no SAMP.  
 
Gráfico 2. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida com tributos 
 
 
24,4%
37,7%
26,6%
41,5%
23,0%
28,3%
32,6%
26,4%
31,4%
29,7%
27,0%
22,1%
35,1%
37,9%
48,8%
33,0%
40,2%
46,8%
38,9%
58,6%
42,0%
13,8%
14,7%
16,5%
10,9%
13,0%
12,9%
15,7%
14,7%
15,2%
16,2%
15,4%
16,8%
6,1%
15,1%
15,6%
14,0%
16,4%
13,9%
14,0%
8,7%
8,4%
13,5%
12,6%
11,7%
12,5%
7,7%
13,7%
11,1%
10,3%
13,4%
9,1%
12,2%
11,1%
24,2%
13,4%
10,3%
10,1%
12,5%
21,6%
12,9%
15,9%
9,9%
48,3%
35,0%
45,1%
35,1%
56,3%
45,1%
40,6%
48,6%
39,9%
45,0%
45,3%
50,0%
34,7%
33,6%
25,4%
42,9%
30,9%
17,6%
34,3%
16,8%
39,8%
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
18,9%
29,5%
19,3%
32,3%
18,1%
20,8%
24,3%
20,6%
24,3%
22,7%
21,0%
16,9%
27,7%
28,8%
36,7%
25,1%
33,5%
34,5%
30,3%
42,1%
31,0%
10,7%
11,5%
12,0%
8,5%
10,3%
9,4%
11,7%
11,5%
11,8%
12,3%
12,0%
12,8%
4,8%
11,4%
11,7%
10,6%
13,7%
10,3%
10,9%
6,3%
6,2%
10,4%
9,9%
8,5%
9,7%
6,1%
10,0%
8,3%
8,0%
10,4%
6,9%
9,5%
8,4%
19,1%
10,2%
7,7%
7,6%
10,4%
15,9%
10,0%
11,4%
7,3%
37,5%
27,4%
32,6%
27,3%
44,4%
33,0%
30,4%
38,0%
31,0%
34,3%
35,2%
38,2%
27,3%
25,6%
19,1%
32,5%
25,8%
13,0%
26,7%
12,1%
29,3%
2,6%
0,0%
4,1%
0,0%
0,3%
0,2%
0,0%
0,1%
0,2%
1,5%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
1,6%
0,0%
1,6%
3,0%
1,7%
19,9%
21,8%
23,6%
22,2%
20,7%
26,6%
25,3%
21,8%
22,3%
22,3%
22,3%
23,6%
21,1%
24,0%
24,8%
24,1%
15,0%
26,3%
20,5%
25,1%
24,6%
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
PIS/COFINS
ICMS
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. 
              
 
             
26. 
A título de informação, apresenta-se, no gráfico a seguir, a comparação entre a tarifa 
residencial B1 das permissionárias aqui calculadas e as principais supridoras. 
 
Gráfico 3. Comparação das tarifas residenciais B1 com a principal supridora 
 
 
III.1. Do Cálculo Tarifário 
 
III.1.1 Período de Referência  
 
27. 
O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias, 
ora em análise, é de setembro de 2020 a agosto de 2021. 
 
 
III.1.2 Receita de Referência (RA) 
 
28. 
No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram utilizados os dados de 
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
Econômica – SAMP para o período de referência e as tarifas homologadas no processo tarifário 
anterior. A tabela 4 apresenta o valor final da Receita de Referência (RA) por permissionária.  
 
Tabela 4 - Receita de Referência 
 
 
III.1.3. Encargos Setoriais   
 
29. 
Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria2. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a permissionária. Os encargos são: 
 
i. 
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;  
 
 
2 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: Proret Submódulo 5.5. 
  - CDE: Resolução Homologatória no 2.864/2021. 
  - Proinfa: Resolução Homologatória n° 2.815/2020. 
Permissionária
Forneciment
o (MWh)
Suprimento
Consum. 
Livres
Energia Total 
(MWh)
Receita (R$)
Número de 
Consumidores
Cedri
 11.243
 -
 10.536
 21.779
 15.220.705,72
 3.818
Cejama
 38.527
 -
 -
 38.527
 25.655.793,25
 5.256
Ceraçá
94.568
          
-
                  
-
         
94.568
         
49.196.516,25
        
12.063
              
Cerbranorte
138.761
        
6.918
              
197
        
145.875
      
86.251.103,69
        
17.257
              
Cerej
50.889
          
-
                  
-
         
50.889
         
38.339.889,66
        
14.589
              
Cergal
56.221
          
-
                  
16.939
  
73.159
         
45.142.876,41
        
19.235
              
Cergapa
28.125
          
-
                  
3.346
    
31.471
         
17.630.073,07
        
3.788
                 
Cergral
28.166
          
-
                  
-
         
28.166
         
16.652.668,01
        
6.450
                 
Cermoful
138.406
        
-
                  
-
         
138.406
      
62.068.345,14
        
15.258
              
Cerpalo
55.586
          
-
                  
1.685
    
57.272
         
40.036.610,06
        
15.059
              
Cersul
140.130
        
-
                  
-
         
140.130
      
67.792.254,45
        
17.485
              
Certrel
44.152
          
-
                  
-
         
44.152
         
22.040.967,78
        
4.444
                 
Coopera
332.449
        
-
                  
-
         
332.449
      
119.995.357,88
     
25.576
              
Coopercocal
108.178
        
-
                  
1.163
    
109.341
      
49.011.324,16
        
11.250
              
Coopermila
16.177
          
-
                  
-
         
16.177
         
9.056.550,68
          
1.297
                 
Coorsel
53.799
          
-
                  
-
         
53.799
         
38.516.937,02
        
8.735
                 
Cervam
35.210
          
-
                  
3.250
    
38.460
         
22.293.358,12
        
4.297
                 
Cegero
180.869
        
-
                  
-
         
180.869
      
67.006.852,41
        
6.436
                 
Cersad
9.791
             
-
                  
-
         
9.791
           
5.992.140,75
          
1.301
                 
Codesam
55.772
          
-
                  
-
         
55.772
         
20.364.776,60
        
1.312
                 
Cooperzem
44.971
          
-
                  
5.147
    
50.118
         
32.237.695,21
        
8.327
                 
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ii. 
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; 
iii. 
CDE- Conta Covid; 
iv. 
 Encargo de Serviços de Sistema -ESS e Encargo de Energia de reserva – ERR; e 
v. 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa.  
 
30. 
A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE é 
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período 
de referência, pelos custos da CDE (R$/MWh), por nível de tensão, descontados os montantes das 
unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda. 
 
31. 
A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa é calculada pela 
multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período de referência, 
descontando os valores da Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do Proinfa (R$/MWh).  
 
32. 
Os encargos de ESS e EER se aplicam às empresas que possuem contratos de energia 
no ACL. Isso ocorre para: Cejama, Cerbranorte, Cergal, Coorsel, Cervam, Cegero e Cersad. Destaca-
se que os montantes foram calculados considerando a carga total da permissionária, conforme 
determina o Proret 5.4. 
 
33. 
Apresenta-se, na tabela seguinte, os encargos setoriais considerados nos cálculos 
tarifários. 
 
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Tabela 5 – Encargos Setoriais 
 
 
 
III.1.4. Compra de Energia 
 
34. 
A energia requerida é obtida a partir do mercado faturado de venda da 
permissionária acrescido das perdas regulatórias. Para o cálculo da despesa com energia comprada 
para revenda, apura-se a energia requerida para atendimento do mercado de referência e a tarifa 
média de energia. 
 
35. 
Conforme estabelece o Proret 8.4, as permissionárias poderão encaminhar pleito de 
perdas, limitado ao valor realizado nos últimos 12 meses. Caso essa informação não seja 
encaminhada, a ANEEL utilizaria o percentual do último processo tarifário3. A tabela 6 demonstra o 
cálculo da energia requerida. 
 
 
 
3 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do Proret. 
Permissionária
TFSEE
CDE
CDE Conta Covid
ESS/EER
PROINFA
Encargo Total
Cedri
 32.244,02
 1.191.087,61
 561.638,56
 -
 200.783,57
 1.985.753,76
Cejama
 34.929,78
 2.143.989,97
 -
 167.658,55
 356.127,27
 2.702.705,56
Ceraçá
 105.469,81
 5.445.794,00
 -
 -
 880.716,72
 6.431.980,52
Cerbranorte
 126.346,38
 7.932.278,45
 -
 1.043.082,95
 1.284.566,17
 10.386.273,96
Cerej
 105.115,06
 2.973.324,31
 -
 -
 470.418,95
 3.548.858,33
Cergal
 89.677,02
 4.150.236,24
 1.175.911,39
 104.851,80
 671.352,60
 6.192.029,05
Cergapa
 32.428,13
 1.817.399,33
 -
 -
 292.760,54
 2.142.588,00
Cergral
 38.903,69
 1.608.703,96
 -
 -
 258.253,51
 1.905.861,16
Cermoful
 117.388,82
 7.611.695,47
 -
 -
 1.279.283,07
 9.008.367,36
Cerpalo
 83.259,40
 3.340.990,73
 -
 -
 529.956,57
 3.954.206,70
Cersul
 150.353,35
 7.860.655,93
 -
 -
 1.295.253,99
 9.306.263,28
Certrel
 55.625,06
 2.415.578,89
 -
 -
 409.178,82
 2.880.382,78
Coopera
 194.641,69
 18.021.294,76
 9.419.991,38
 -
 3.089.595,47
 30.725.523,30
Coopercocal
 79.524,07
 6.022.243,44
 -
 -
 1.014.281,66
 7.116.049,16
Coopermila
 11.680,89
 902.485,07
 -
 -
 150.736,64
 1.064.902,60
Coorsel
 74.330,66
 3.086.825,89
 -
 234.115,04
 499.168,41
 3.894.439,99
Cervam
 31.089,74
 2.117.999,29
 -
 194.356,72
 355.457,77
 2.698.903,52
Cegero
 52.508,63
 9.737.920,49
 1.856.987,55
 1.124.402,79
 1.680.295,74
 14.452.115,21
Cersad
 8.037,37
 548.452,23
 -
 48.696,04
 91.196,66
 696.382,29
Codesam
 17.298,08
 2.967.202,82
 -
 -
 519.765,69
 3.504.266,59
Cooperzem
 55.830,06
 2.893.181,44
 -
 -
 463.286,86
 3.412.298,36
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Tabela 6 – Energia Requerida 
 
* perdas regulatórias sobre a energia injetada. 
 
36. 
A tarifa média de compra de energia é calculada com base: 
 
a) 
nos contratos de suprimento de energia associadas aos percentuais de 
descontos; 
b) 
nas compras de energia feitas por chamada pública (quando houver); 
c) 
Compras obrigatórias por Lei: Angra e Contratos de Cotas de Garantia Física – 
CCGF (Lei 12.783/2013) nos casos em que a permissionária compra energia por 
meio de Leilão (quando houver);4 
d) 
nos montantes de PROINFA, os quais são valorados a custo zero; e 
e) 
de Geração Própria (quando aplicável). 
 
 
4 Conforme Parecer 128/2020/PFANEEL-PGF-AGU, SIC : 48516.001214/2020-00, de 13 de maio de 2020, as 
permissionárias não se incluem como cotistas de Itaipu. 
Permissionária
Fornecimento + 
Suprimento 
(MWh)
Perdas 
Regulatórias 
(%)
Perdas 
Regulatórias 
(MWh)
Energia 
Requerida 
(MWh)
Cedri
 11.242,52
11,9%
 1.515,67
 12.758,19
Cejama
 38.527,44
0,7%
 264,95
 38.792,39
Ceraçá
 94.568,30
9,13%
 9.498,64
 104.066,94
Cerbranorte
 152.534,68
7,60%
 12.548,21
 165.082,88
Cerej
 50.888,87
13,90%
 8.218,69
 59.107,56
Cergal
 56.220,80
7,88%
 4.805,91
 61.026,71
Cergapa
 28.125,10
13,28%
 4.306,98
 32.432,08
Cergral
 28.166,34
7,73%
 2.358,87
 30.525,21
Cermoful
 138.405,70
6,49%
 9.605,37
 148.011,07
Cerpalo
 55.586,23
9,96%
 6.148,81
 61.735,04
Cersul
 140.129,77
6,99%
 10.532,48
 150.662,25
Certrel
 44.152,00
8,97%
 4.350,69
 48.502,69
Coopera
 332.449,01
5,67%
 19.964,72
 352.413,74
Coopercocal
 108.177,77
4,94%
 5.620,67
 113.798,44
Coopermila
 16.176,63
5,13%
 874,95
 17.051,58
Coorsel
 53.798,94
4,44%
 2.499,41
 56.298,34
Cervam
 35.209,55
4,23%
 1.556,97
 36.766,52
Cegero
 180.869,08
4,71%
 8.946,10
 189.815,18
Cersad
 9.791,43
7,35%
 777,11
 10.568,54
Codesam
 55.772,28
0,30%
 169,09
 55.941,37
Cooperzem
 44.970,75
14,87%
 7.852,45
 52.823,20
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37. 
Quanto à energia adquirida via contratos vinculados à chamada pública, firmados 
pelas permissionárias, listadas na tabela a seguir. É oportuno destacar que esses contratos visam a 
substituição dos contratos de suprimento, que possuíam preços mais elevados5. 
Tabela 7 – Compra de Energia em chamada Pública 
-
 
 
 
38. 
Para as permissionárias listadas na tabela 7, foram calculados os montantes de 
energia obrigatórios (Angra e CCGF), considerando a carga total das permissionárias, conforme 
estabelecem os Prorets 11.2 e 12.6.  
 
39. 
A tabela 8 resume os custos com a compra de energia considerados no processo 
tarifário. 
 
 
 
5 Conforme Memorando 147/2021-SRM/ANEEL, de 08/09/2021. SIC:48580.0000721/2021-00 
Permissionária
Montante 
Contratado
Preço
Percentual da 
Carga
Custo total
Inicio de 
Vigência
PMIX
Impacto tarifário 
da compra de 
energia
Cejama
15.262,46
                 
135,98
R$               
39,1%
2.075.389,54
R$      
01/02/2022
208,12
-10,63%
Cerbranorte
 55.937,52
134,24
R$               
31,2%
7.509.052,68
R$      
01/10/2021
209,03
-6,78%
Cergal
 9.220,61
156,88
R$               
14,4%
1.446.570,43
R$      
01/06/2022
210,04
1,66%
Coorsel
 17.940,29
139,24
R$               
28,6%
2.498.005,70
R$      
01/02/2022
227,02
-5,57%
Cervam
 13.996,80
144,76
R$               
25,3%
2.026.176,77
R$      
01/01/2022
236,05
-5,16%
Cegero
 111.526,54
163,42
R$               
59,8%
18.225.455,88
R$   
01/11/2022
164,88
-6,06%
Cersad
 4.607,28
135,17
R$               
43,7%
622.761,94
R$         
01/01/2022
198,72
-0,63%
Total
228.491,49
              
150,57
                    
34.403.412,95
R$   
-4,74%
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Tabela 8. Custos com Compra de Energia 
 
 
40. 
De acordo com a Lei 13.360/2016, os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de 
distribuição e transmissão (TUSD) e nas tarifas de energia (TE) concedidos às cooperativas de 
eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, deverão ser reduzidos até a sua extinção. A 
avaliação dessa redução ocorre em cada processo tarifário, respeitado o efeito médio final a 10% 
(dez por cento). Os descontos vigentes não são alterados quando observados efeitos médios 
superiores à 10%. 
 
41. 
A tabela 9 elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de energia.  
 
 
Permissionária
Angra
CCGF
Proinfa 
(MWh)
Leilão de 
compras
Suprimento 
(MWh)
Compra de 
Energia 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Despesa (R$)
Cedri
 -
 -
 394,47
 12.363,72
 12.758,19
 281,41
 3.590.301,50
Cejama
 927,61
 5.777,31
 738,04
 15.158,55
 16.190,89
 38.792,39
 208,12
 8.073.350,34
Ceraçá
 -
 -
 1.783,31
 102.283,63
 104.066,94
 140,39
 14.609.526,29
Cerbranorte
 5.724,94
 35.854,66
 2.557,61
 51.448,56
 69.497,12
 165.082,88
 209,03
 34.506.757,14
Cerej
 -
 -
 950,20
 58.157,36
 59.107,56
 179,72
 10.622.668,69
Cergal
 653,56
 3.902,49
 1.342,87
 8.797,91
 46.329,87
 61.026,71
 210,04
 12.818.344,90
Cergapa
 -
 -
 622,60
 31.809,48
 32.432,08
 194,36
 6.303.438,64
Cergral
 -
 -
 513,36
 30.011,85
 30.525,21
 160,15
 4.888.470,68
Cermoful
 -
 -
 2.307,68
 145.703,39
 148.011,07
 141,96
 21.012.176,05
Cerpalo
 -
 -
 984,59
 60.750,45
 61.735,04
 210,45
 12.992.386,66
Cersul
 -
 -
 2.730,50
 147.931,75
 150.662,25
 136,22
 20.523.327,12
Certrel
 -
 -
 772,66
 47.730,03
 48.502,69
 118,83
 5.763.575,29
Coopera
 -
 -
 5.900,27
 346.513,46
 352.413,74
 126,30
 44.510.693,84
Coopercocal
 -
 -
 1.898,24
 111.900,20
 113.798,44
 176,43
 20.077.906,94
Coopermila
 -
 -
 378,85
 16.672,73
 17.051,58
 296,11
 5.049.099,24
Coorsel
 1.351,53
 8.417,54
 1.129,24
 16.113,58
 29.286,45
 56.298,34
 227,02
 12.780.887,83
Cervam
 679,42
 2.775,76
 601,53
 9.285,57
 23.424,25
 36.766,52
 236,05
 8.678.799,27
Cegero
 5.873,41
 36.718,63
 3.062,19
 113.554,72
 30.606,23
 189.815,18
 164,88
 31.296.446,92
Cersad
 268,33
 1.676,16
 165,19
 4.616,15
 3.842,70
 10.568,54
 198,72
 2.100.230,88
Codesam
 -
 -
 1.015,87
 54.925,50
 55.941,37
 230,65
 12.902.676,99
Cooperzem
 -
 -
 905,85
 51.917,36
 52.823,20
 275,38
 14.546.422,59
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Tabela 9. Descontos e tarifas de suprimento  
 
 
42. 
Destaca-se que foi possível reduzir os descontos, das empresas listadas na tabela 10, 
principalmente, em razão das revisões das subvenções para cooperativas com baixa densidade de 
carga e substituição por algumas permissionárias dos contratos de suprimento por contratos no 
ACL. 
Permissionária
Supridora
Nível de 
Tensão
Desconto 
Anterior
Desconto 
Atual
Tarifa com 
desconto
REH Supridora
Cedri
Elektro
A4
0,00%
0,00%
290,39
              
2.927/2021
Cejama
Celesc
A4
0,00%
0,00%
313,30
              
2.921/2021
Ceraçá
Celesc
A4
56,38%
54,41%
142,83
              
2.921/2021
Cerbranorte
Celesc
A2
9,94%
0,00%
313,30
              
2.921/2021
Cerej
Celesc
A4
63,75%
41,70%
182,65
              
2.921/2021
Cergal
Celesc
A3
25,62%
25,62%
233,03
              
2.921/2021
Cergal
Celesc
A4
25,62%
25,62%
233,03
              
2.921/2021
Cergapa
Celesc
A4
37,97%
36,75%
198,16
              
2.921/2021
Cergral
Celesc
A4
55,11%
48,01%
162,88
              
2.921/2021
Cermoful
Celesc
A3
55,58%
53,97%
144,21
              
2.921/2021
Cermoful
Celesc
A4
55,58%
53,97%
144,21
              
2.921/2021
Cerpalo
Celesc
A3a
44,54%
31,74%
213,86
              
2.921/2021
Cerpalo
Celesc
A4
44,54%
31,74%
213,86
              
2.921/2021
Cersul
Celesc
A3
55,87%
55,87%
138,26
              
2.921/2021
Cersul
Celesc
A4
48,14%
48,14%
162,48
              
2.921/2021
Certrel
Celesc
A4
81,36%
61,46%
120,75
              
2.921/2021
Coopera
Celesc
A3
59,00%
59,00%
128,45
              
2.921/2021
Coopercocal
Celesc
A3
42,73%
42,73%
179,43
              
2.921/2021
Coopercocal
Celesc
A4
42,73%
42,73%
179,43
              
2.921/2021
Coopermila
Celesc
A4
3,34%
3,34%
302,84
              
2.921/2021
Coorsel
Celesc
A4
0,00%
0,00%
313,30
              
2.921/2021
Cervam
Elektro 
A4
0,00%
0,00%
290,39
              
2.927/2021
Cervam
CPFL Paulista
A4
0,00%
0,00%
295,48
              
2.854/2021
Cegero
Celesc
A2
29,29%
29,29%
221,53
              
2.921/2021
Cersad
Celesc
A4
25,68%
0,00%
313,30
              
2.921/2021
Codesam
Celesc
A2
25,02%
25,02%
234,91
              
2.921/2021
Cooperzem
Celesc
A4
10,57%
10,57%
280,18
              
2.921/2021
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Tabela 10 – Redução de Descontos tarifários 
 
 
III.1.5 Custos de Transporte 
 
43. 
Os custos de transporte são compostos pelos custos: 
 
i. 
Rede Básica, composta pelos custos de Rede Básica Sistêmica, de Rede Básica de 
Fronteira e de Conexão à Transmissão (DIT) 
ii. 
Uso do Sistema de Distribuição - CUSD 
 
44. 
Os custos referentes ao Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) referem-se aos 
valores pagos pelas permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras 
concessionárias e/ou permissionárias. A tabela 11 demonstra o custo de transporte de energia de 
cada permissionária. 
 
Permissionária
Desconto 
Anterior
Desconto 
Atual
Variação
Cersad
25,68%
0,00%
-25,68%
Cerej
63,75%
41,70%
-22,05%
Certrel
81,36%
61,46%
-19,90%
Cerpalo
44,54%
31,74%
-12,80%
Cerbranorte
9,94%
0,00%
-9,94%
Cergral
55,11%
48,01%
-7,10%
Ceraçá
56,38%
54,41%
-1,97%
Cermoful
55,58%
53,97%
-1,61%
Cergapa
37,97%
36,75%
-1,22%
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Tabela 11. Custos de Transporte de Energia 
 
 
45. 
Para a obtenção dos custos referentes ao CUSD, multiplicam-se os montantes de 
demanda e energia constantes nas faturas de suprimento pelas respectivas tarifas de suprimento6. 
A tabela 12 elenca as tarifas de suprimento relativas ao CUSD.  
 
 
 
6 Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras. 
Permissionária
Rede Básica
Rede Básica 
Fronteira
CUSD
Custos com 
Transporte
Cedri
 -
 -
 2.035.479,00
 2.035.479,00
Cejama
 -
 -
 3.145.735,01
 3.145.735,01
Ceraçá
 -
 -
 9.079.233,31
 9.079.233,31
Cerbranorte
 -
 -
 9.076.688,55
 9.076.688,55
Cerej
 -
 -
 6.033.724,93
 6.033.724,93
Cergal
 -
 -
 5.825.598,10
 5.825.598,10
Cergapa
 -
 -
 3.039.576,01
 3.039.576,01
Cergral
 -
 -
 2.716.966,81
 2.716.966,81
Cermoful
 -
 -
 10.219.012,57
 10.219.012,57
Cerpalo
 -
 -
 7.066.330,87
 7.066.330,87
Cersul
 -
 -
 11.717.893,39
 11.717.893,39
Certrel
 -
 -
 4.378.193,38
 4.378.193,38
Coopera
 6.498.549,00
 1.213.380,00
 -
 7.711.929,00
Coopercocal
 -
 -
 7.987.413,76
 7.987.413,76
Coopermila
 -
 -
 1.611.278,94
 1.611.278,94
Coorsel
 -
 -
 5.426.885,58
 5.426.885,58
Cervam
 -
 -
 3.544.424,05
 3.544.424,05
Cegero
 -
 -
 9.308.865,34
 9.308.865,34
Cersad
 -
 -
 753.335,77
 753.335,77
Codesam
 -
 -
 1.923.991,51
 1.923.991,51
Cooperzem
 -
 -
 2.894.274,40
 2.894.274,40
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Tabela 12. Tarifas de suprimento relativas ao CUSD 
 
 
III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do Proret 
 
46. 
A metodologia prevê que as permissionárias apresentem o pleito relativo aos custos 
de Parcela B, sendo este valor limitado ao definido no Despacho nº 612/2021 e observada sua regra 
de atualização7. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último 
processo tarifário. 
 
 
 
7 Regra definida no Submódulo 8.4 do Proret. 
Permissionária
Supridora
Nível de 
Tensão
TUSD KW 
Ponta
TUSD KW 
Fora Ponta
TUSD 
MWh
REH Supridora
Cedri
Elektro
A4
19,81
12,63
14,98
2.927/2021
Cejama
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Ceraçá
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cerbranorte
Celesc
A2
15,29
9,33
4,17
2.921/2021
Cerej
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cergal
Celesc
A3
21,11
11,26
7,49
2.921/2021
Cergal
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cergapa
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cergral
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cermoful
Celesc
A3
21,11
11,26
7,49
2.921/2021
Cermoful
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cerpalo
Celesc
A3a
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cerpalo
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cersul
Celesc
A3
21,11
11,26
7,49
2.921/2021
Cersul
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Certrel
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Coopera
Celesc
A3
21,11
11,26
7,49
2.921/2021
Coopercocal
Celesc
A3
21,11
11,26
7,49
2.921/2021
Coopercocal
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Coopermila
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Coorsel
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Cervam
Elektro 
A4
19,81
12,63
14,98
2.927/2021
Cervam
CPFL Paulista
A4
22,77
10,80
12,61
2.854/2021
Cegero
Celesc
A2
15,29
9,33
4,17
2.921/2021
Cersad
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
Codesam
Celesc
A2
15,29
9,33
4,17
2.921/2021
Cooperzem
Celesc
A4
21,22
11,83
14,37
2.921/2021
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47. 
A tabela 13 apresenta os valores de Parcela B solicitados pelas permissionárias e os 
efetivamente considerados nos respectivos cálculos.  
 
Tabela 13. Custos de Parcela B 
 
 
48. 
Destaca-se que as permissionárias relacionadas na tabela abaixo, solicitaram uma 
redução nos valores de Parcela B em relação ao ano anterior: 
 
Tabela 14 – Reduções de Parcela B 
 
 
 
 
Permissionária
Investimentos
Operação e 
Mauntenção
Pleito Parcela B 
Limite Parcela B
Parcela B 
Considerada
Diferença em 
relação ao limite
Cedri
 2.465.072,79
 4.657.676,71
 7.122.749,50
 10.607.753,28
 7.122.749,50
48,9%
Cejama
 1.500.000,00
 6.000.000,00
 7.500.000,00
 9.340.841,08
 7.500.000,00
24,5%
Ceraçá
 11.959.524,48
 12.791.000,00
 24.750.524,48
 24.750.524,48
 24.750.524,48
0,0%
Cerbranorte
 12.481.588,54
 16.675.411,46
 29.157.000,00
 30.957.110,88
 29.157.000,00
6,2%
Cerej
 12.580.998,18
 13.455.000,00
 26.035.998,18
 26.035.998,17
 26.035.998,17
0,0%
Cergal
 7.278.657,36
 13.101.217,55
 20.379.874,91
 20.379.882,16
 20.379.874,91
0,0%
Cergapa
 2.988.401,40
 4.873.289,06
 7.861.690,46
 7.861.690,46
 7.861.690,46
0,0%
Cergral
 3.446.278,00
 5.544.722,00
 8.991.000,00
 8.999.941,94
 8.991.000,00
0,1%
Cermoful
 11.031.429,31
 15.739.040,69
 26.770.470,00
 26.770.470,50
 26.770.470,00
0,0%
Cerpalo
 3.130.039,53
 16.531.250,60
 19.661.290,13
 19.661.297,14
 19.661.290,13
0,0%
Cersul
 15.392.771,62
 19.080.000,00
 34.472.771,62
 34.472.771,62
 34.472.771,62
0,0%
Certrel
 2.684.971,00
 10.345.947,27
 13.030.918,27
 13.030.918,27
 13.030.918,27
0,0%
Coopera
 22.339.347,11
 21.660.652,89
 44.000.000,00
 56.617.150,84
 44.000.000,00
28,7%
Coopercocal
 5.322.001,74
 12.658.420,06
 17.980.421,80
 17.830.257,75
 17.830.257,75
0,0%
Coopermila
 668.932,70
 1.963.554,67
 2.632.487,37
 2.625.678,54
 2.625.678,54
0,0%
Coorsel
 6.634.969,74
 9.952.454,61
 16.587.424,35
 16.587.429,97
 16.587.424,35
0,0%
Cervam
 3.044.945,46
 3.635.904,49
 6.680.849,94
 8.180.852,86
 6.680.849,94
22,5%
Cegero
 5.345.464,05
 6.405.848,47
 11.751.312,52
 11.751.312,51
 11.751.312,51
0,0%
Cersad
 470.000,00
 1.380.000,00
 1.850.000,00
 2.495.382,74
 1.850.000,00
34,9%
Codesam
 -
 3.700.000,00
 3.700.000,00
 4.097.817,29
 3.700.000,00
10,8%
Cooperzem
 4.983.776,17
 8.787.365,50
 13.771.141,67
 13.771.141,67
 13.771.141,67
0,0%
Permssionária
Efeito Parcela B
Cedri
-9,19%
Cersad
-8,59%
Coopera
-7,05%
Cejama
-6,12%
Codesam
-1,23%
Cegero
-0,53%
Cergal
-0,31%
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Fls. 20 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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III.1.7 Componentes Financeiros 
 
49. 
Os componentes financeiros, presentes nestes processos tarifários, decorrem dos 
seguintes ajustes financeiros, apresentados na tabela 15:  
 
i. 
Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso do sistema de distribuição; 
ii. 
Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A;  
iii. 
Repasse para compensação por descontinuidade;  
iv. 
Subvenção Baixa Densidade de Carga;  
v. 
Retenção adicional de Bandeiras Tarifarias;   
vi. 
Previsão de risco hidrológico;  
vii. 
Crédito de Pis Cofins sobre o ICMS; 
viii. 
Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da Ren 414/2021; 
ix. 
Diferimento de Energia; 
x. 
Diferimento de Parcela B; e 
xi. 
Diferimento de Pis cofins 
 
Tabela 15- Componentes Financeiros 
 
* Nos valores de diferimento da Cersul e Ceraçá foram considerados os valores de reversão dos diferimentos realizados em 2020. 
** Representa os componentes financeiros: Bandeiras tarifárias, Ajuste CUST, Fin414/2010, Ajuste Parcela B. 
 
50. 
Dentre os financeiros, destacam-se os saldos residuais da conta- covid, aplicados nos 
cálculos da Coopera e Cegero, sendo responsáveis por reduções tarifárias de 11,95% e 1,54%, 
respectivamente. Em ambos os casos, utilizou-se 100% do saldo remanescente da conta. 
 
51. 
Destacam-se, também, as subvenções para compensar a baixa densidade de carga 
das permissionárias supridas pela Celesc, as quais foram revisadas por ocasião Revisão Tarifária da 
Permissionária
Repasse de PIS 
COFINS
Neutralidade
Comp.DIC FIC
Subvenção Baixa 
Densidade de Carga
COVID Parcela B
Previsão de Risco 
Hidrológico
Diferimento 
Pis Cofins*
Diferimento de 
Energia
Diferimento 
Parcela B
Outros**
Total Financeiros
Cedri
 301.251,83
 6.958,30
- 44.000,62
- 2.702.903,54
 -
 -
 -
- 1.000.000,00
 -
 -
- 3.438.694,03
Cejama
 712.251,34
- 100.772,92
- 39.198,32
- 3.290.792,30
 -
 499.004,43
 -
 -
 -
- 0,18
- 2.219.507,94
Ceraçá
 1.299.125,26
- 355.096,65
- 43.241,69
- 10.692.706,34
 -
 -
- 1.299.125,26
 -
 -
 -
- 11.091.044,69
Cerbranorte
 2.529.763,04
- 469.511,01
 -
- 9.354.913,93
 -
 2.711.955,03
 -
 -
 -
- 15.907,63
- 4.598.614,50
Cerej
 632.667,23
- 214.575,64
- 555.444,29
- 16.232.843,86
 -
 -
- 632.667,23
 -
 -
 -
- 17.002.863,80
Cergal
 1.035.112,98
 63.110,07
 -
- 755.772,03
 -
 704.510,24
 -
- 1.500.000,00
 -
 -
- 453.038,74
Cergapa
 441.736,51
 1.434,82
- 42.248,88
- 3.264.076,53
 -
 -
- 441.736,51
 -
 -
 -
- 3.304.890,58
Cergral
 312.633,76
- 103.222,64
- 38.010,24
- 2.499.952,19
 -
 -
- 312.633,76
 -
 -
- 107,54
- 2.641.292,62
Cermoful
 1.277.325,92
- 1.351.893,97
 -
- 1.205.667,83
 -
 -
 -
 -
 -
- 5,13
- 1.280.241,01
Cerpalo
 795.830,17
- 445.134,02
 -
- 3.495.955,85
 -
 -
 -
 -
- 3.450.000,00
 -
- 6.595.259,70
Cersul
 1.540.294,05
- 103.425,19
 -
- 18.151.717,22
 -
 -
- 1.540.294,05
 -
 -
 -
- 18.255.142,41
Certrel
 369.797,73
- 277.602,40
- 23.424,12
- 2.315.515,57
 -
 -
- 369.797,73
 -
 -
 -
- 2.616.542,10
Coopera
 2.035.792,32
- 1.245.068,84
 -
 -
- 14.333.926,72
 -
 -
 -
 -
 562.938,51
- 12.980.264,74
Coopercocal
 1.211.979,22
- 824.310,55
- 54.466,58
- 3.162.343,66
 -
 -
 -
 -
 -
 -
- 2.829.141,57
Coopermila
 295.285,01
 174.011,72
- 91.043,63
- 1.357.439,13
 -
 -
 -
 -
 -
 -
- 979.186,03
Coorsel
 1.131.993,94
 179.384,31
 -
- 6.872.759,73
 -
 585.436,52
 -
 -
 -
 -
- 4.975.944,96
Cervam
 706.269,73
- 513.649,86
- 129.080,03
- 2.027.372,56
 -
 351.096,34
 -
 -
 -
 -
- 1.612.736,38
Cegero
 2.120.514,38
- 1.051.106,85
 -
 -
- 1.028.855,98
 2.559.632,43
 -
 -
- 2.000.000,00
 -
 600.183,99
Cersad
 148.829,72
- 83.511,99
- 94.115,61
- 1.128.622,99
 -
 115.997,09
- 148.829,72
 -
 -
 -
- 1.190.253,49
Codesam
 643.874,95
- 274.819,31
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 -
 369.055,64
Cooperzem
 803.853,57
- 244.511,64
- 49.424,27
- 4.958.818,17
 -
 -
 -
 -
 -
 218.464,66
- 4.230.435,85
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supridora8. Em razão da variação dos índices que compõem a cesta para atualização do banco de 
preços das permissionárias e da inclusão de novos equipamentos na base de remuneração das 
permissionárias, houve um aumento médio de 60% nas subvenções. Essas variações levaram a uma 
redução média de 1,91% nos processos tarifários em discussão. 
 
52. 
Além dos financeiros usuais, as permissionárias listadas na tabela abaixo solicitaram 
diferimentos para reduzir o impacto tarifário ao consumidor. Estes valores deverão ser considerados 
no próximo processo tarifário atualizados pelo IPCA (data de referência: 01/09/2021). 
 
Tabela 16 – Diferimentos Tarifários 2021 
 
 
Pleito Cerbranorte 
 
53. 
A partir de outubro de2021, inicia-se a vigência do Contrato de Energia a partir de 
Licitação Pública - CCE500LP9, firmado com a Comerc Comercializadora de Energia Elétrica Ltda, 
homologado pelo Despacho no 776/2021. Em decorrência dessa licitação, os montantes de energia 
de suprimento contratados com a Celesc Distribuição S/A foram reduzidos a partir de setembro de 
2021. 
 
54. 
Tornando-se agente da CCEE, a Cerbranorte passa a receber cotas compulsórias de 
CCGF, Eletronuclear, Risco hidrológico e os encargos ESS/EER. No entendimento da 
permissionária 10 , essas cotas devem ser definidas levando-se em consideração somente a 
proporção da energia migrada para o ACL. 
 
 
 
8 Montantes aprovados por meio do Despacho nº 2.620/2021, de 27/08/2021. 
9 SicNet 48513.028416/2020 
10 SicNet 48513.025635/2021 
Permissionária
Diferimento
Impacto 
Tarifário
Natureza
Cedri
1.000.000,00
-   
-6,57%
Energia
Cergal
1.500.000,00
-   
-3,32%
Energia
Ceraçá
2.281.120,20
-   
-4,64%
Pis Cofins
Cerej
632.667,23
-      
-1,65%
Pis Cofins
Cergapa
441.736,51
-      
-2,51%
Pis Cofins
Cergral
312.633,76
-      
-1,88%
Pis Cofins
Cersul
2.802.146,13
-   
-4,13%
Pis Cofins
Certrel
369.797,73
-      
-1,68%
Pis Cofins
Cersad
148.829,72
-      
-2,48%
Pis Cofins
Cerpalo
3.450.000,00
-   
-8,62%
Parcela B
Cegero
2.000.000,00
-   
-2,98%
Parcela B
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55. 
Já no entendimento da SGT, as cotas são calculadas levando-se em consideração a 
energia do mercado integral. Nesta condição, a Cerbranorte estaria sobrecontratada. 
 
56. 
Como forma de resolver a situação da sobrecontratação, a Cerbranorte solicitou que 
fosse feita nova redução dos montantes contratados com a devida anuência da supridora. A Celesc, 
com o intermédio da ANEEL, concordou com a redução, solucionando, assim, o problema de 
sobrecontratação da Cerbranorte. 
 
57. 
Outro ponto destacado pela Cerbranorte é que, com a consideração do mercado 
integral para o cálculo das componentes de custo em questão, as tarifas da supridora já contêm o 
ônus das cotas de Eletronuclear e CCGF, o Risco Hidrológico, e as componentes de encargo ESS/EER. 
Desta forma, solicita em seu pleito a análise técnica e possível publicação de resolução adequada 
que elimine uma possível duplicidade de pagamentos desses custos nas tarifas de aplicação aos 
consumidores, ainda neste processo tarifário. 
 
58. 
Em relação a esse aspecto, primeiramente, é importante destacar que as tarifas das 
supridoras já foram homologadas (Celesc, Elektro e CPFL Paulista), neste momento não há como 
revisá-las sem prejuízo à supridora. Além disso, os reais custos tanto dos encargos quanto das 
gerações de Angra e CCGF serão apurados ao longo do próximo ano. Nesse caso, o rateio do custo 
real será feito com base na carga total da permissionária. No caso do cálculo dos custos para a 
supridora, sua carga já estará reduzida da carga da permissionária, ou seja, será considerado para 
cálculo tarifário da Celesc os custos reduzidos desses componentes. 
 
59. 
Ademais, os cálculos seguem o estabelecido nos Proret 5.4, 11.2 e 12.6. As alterações 
das metodologias de cálculo poderão ser realizadas por advento da atualização das normas. 
 
60. 
Relata-se ainda sobre o questionamento da Celesc em relação ao impacto da redução 
dos montantes contratuais da Cerbranorte, dentro de um mesmo ano civil, na apuração dos 
montantes de energia faturados fora da faixa de tolerância 90% a 110%11. Pelo entendimento da 
Concessionária, a alteração dos montantes dentro do mesmo ano civil pode favorecer a 
permissionária. Como o consumo da permissionária estará dentro da faixa de tolerância, não haverá 
a cobrança dos montantes excedentes.  
 
61. 
Sobre essa questão, o submódulo 11.1 do Proret estabelece: 
 
“22. Este dispositivo não se aplica ao agente suprido submetido às regras e procedimentos 
de comercialização da CCEE e às regras de repasse, às tarifas dos consumidores finais, dos 
custos de sobrecontratação de energia, de que trata o Submódulo 4.3 do PRORET.” 
 
 
11 Quando o faturamento ocorre, os valores são revertidos em prol da modicidade tarifária dos consumidores da 
supridora. 
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62. 
Isto é, a partir de 1º de outubro de 2021, quando a Cerbranorte se tornar agente da 
CCEE, a apuração dos montantes fora das faixas de tolerância não será mais realizada. Para o ano 
civil de 2021, os montantes em questão deverão ser apurados até 30 de setembro, e no cálculo 
deverá ser considerado os montantes contratados até essa data.  
 
 
III.1.8 Subvenção CDE  
 
63. 
A Subvenção CDE representa os valores mensais de subsídio relativos aos descontos 
tarifários a serem repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE às 
distribuidoras no período de competência de setembro de 2021 a agosto de 202212, os quais podem 
ser visualizados na tabela 17. Representa também, o ajuste referente à diferença entre os valores 
previstos e realizados no período de setembro de 2020 a agosto de 2021, incluindo as diferenças de 
valores relativas ao subsídio de distribuição que incluiu a conta covid supridora de 2020. 
 
 
 
12 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente. 
 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Tabela 17 – Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários 
 
 
64. 
A CCEE também é responsável pelo repasse da subvenção CDE relativa à 
compensação da baixa densidade de carga das permissionárias em relação às competências de 
setembro de 2021 a agosto de 2022. A tabela 18 apresenta os valores mensais dos subsídios 
relativos à compensação da baixa Densidade de Carga das permissionárias de cada permissionária. 
 
Permissionária
Carga Fonte 
Incentivada
Distribuição
Serviço Público
Água, Esgoto 
Saneamento
Rural
Irrigante/ 
Aquicultor
Total
Cedri
 46.502,30
 -
- 25.364,85
 9.862,29
 -
 30.999,74
Cejama
 -
 1.824,00
 605,35
 26.378,61
 2.754,04
 31.562,01
Ceraçá
 -
 4.952,59
 9.007,20
 229.241,05
 5.991,14
 250.260,25
Cerbranorte
 -
 56.505,88
 3.018,83
 170.692,69
 29.228,07
 266.673,26
Cerej
 -
 8.496,89
 311,37
 122.240,77
 -
 131.049,03
Cergal
 739.080,64
 1.272,26
 2.782,29
 20.944,78
 5.456,05
 769.536,02
Cergapa
 74.530,22
 5.799,64
 59,06
 76.612,33
 18.932,08
 175.933,33
Cergral
 -
 1.951,53
 728,09
 21.145,91
 1.260,69
 25.086,22
Cermoful
 -
 28.971,33
 797,95
 21.603,73
 474,28
 51.847,29
Cerpalo
 55.429,80
 -
 7.279,00
 4.132,32
 -
 66.841,13
Cersul
 -
 18.394,05
 943,92
 130.612,52
 26.105,21
 176.055,69
Certrel
 -
 -
 1.095,99
 19.898,53
 -
 20.994,52
Coopera
 -
 -
 5.836,70
 68.298,83
 18.550,21
 92.685,74
Coopercocal
- 13.791,57
 20.489,02
 2.857,66
 30.625,83
 6.937,64
 47.118,59
Coopermila
 -
- 1.058,95
- 56,22
 35.900,99
 10,59
 34.796,42
Coorsel
 130.320,81
- 892,37
 1.520,31
 107.097,44
 5.428,26
 246.429,53
Cervam
 70.896,64
 -
 88,61
 53.952,26
 126.600,27
 251.537,77
Cegero
 -
 36.036,74
 884,05
 36.377,46
 16.394,75
 90.202,76
Cersad
 -
 2.392,13
 -
 4.165,75
 107,03
 6.664,91
Codesam
 -
 5.951,66
 35,52
 3.186,97
 -
 9.174,14
Cooperzem
 206.645,64
 1.369,59
 883,41
 98.547,62
 76.464,95
 417.811,76
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Fls. 25 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela 18. Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.  
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
65. 
O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as 
tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, 
que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do 
respectivo contrato. 
 
66. 
O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997, 
estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e 
de tarifas. 
 
67. 
O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 
9° da Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016, estabelece a incumbência da ANEEL para 
homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e dos 
Contratos de Permissão. 
Permissionária
Compensação em 
função da baixa 
densidade de 
carga
Cedri
 225.241,96
Cejama
 274.232,69
Ceraçá
 891.058,86
Cerbranorte
 779.576,16
Cerej
 1.352.736,99
Cergal
 62.981,00
Cergapa
 272.006,38
Cergral
 208.329,35
Cermoful
 100.472,32
Cerpalo
 291.329,65
Cersul
 1.512.643,10
Certrel
 192.959,63
Coopera
 -
Coopercocal
 263.528,64
Coopermila
 113.119,93
Coorsel
 572.729,98
Cervam
 168.947,71
Cegero
 -
Cersad
 94.051,92
Codesam
 -
Cooperzem
 413.234,85
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Fls. 26 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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V - DA CONCLUSÃO 
 
68. 
Com base na legislação vigente, no que consta do Processo no 48500.005055/2020-
53 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opina-se:  
 
a. pela aprovação dos efeitos médios constantes da tabela 19, que representam os 
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em 
30 de setembro de 2021; 
 
Tabela 19. Efeito médio para os consumidores cativos 
 
 
 
b. pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com 
data de aniversário contratual em 30 de setembro de 2021; 
 
c. pela fixação dos valores das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento 
Energético - CDE e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia 
Elétrica – PROINFA;  
 
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Efeito B1
Cedri
5,58%
-0,41%
2,52%
-1,53%
Cejama
-12,74%
-14,67%
-13,71%
-16,56%
Ceraçá
7,65%
6,50%
6,82%
1,30%
Cerbranorte
-2,76%
-2,51%
-2,60%
-4,61%
Cerej
16,83%
6,34%
7,67%
3,01%
Cergal
12,43%
10,69%
10,92%
10,33%
Cergapa
3,15%
8,27%
7,03%
3,45%
Cergral
10,61%
7,14%
7,88%
5,96%
Cermoful
12,54%
7,65%
10,00%
7,16%
Cerpalo
5,51%
-0,09%
0,65%
-0,19%
Cersul
9,53%
8,62%
9,02%
5,78%
Certrel
9,15%
7,19%
8,29%
5,50%
Coopera
7,29%
2,98%
5,75%
1,99%
Coopercocal
12,53%
10,66%
11,73%
9,63%
Coopermila
14,59%
21,27%
17,33%
14,13%
Coorsel
3,64%
7,67%
6,31%
4,20%
Cervam
0,26%
0,30%
0,28%
-1,99%
Cegero
10,86%
13,50%
11,41%
11,81%
Cersad
-14,51%
-20,87%
-17,76%
-21,83%
Codesam
13,65%
11,74%
13,44%
10,88%
Cooperzem
11,13%
16,14%
15,22%
12,97%
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Fls. 27 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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d. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de setembro de 2021, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; e 
 
e. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de setembro de 2021, 
de modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias. 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
69. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos 
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
70. 
O Anexo I detalha o cálculo de cada Permissionária. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO 
Especialista em Regulação 
 
(Assinado digitalmente) 
DEVETH LIMA FERREIRA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO  
Analista Administrativo  
 
(Assinado digitalmente) 
FERNANDO DA COSTA BACCIN 
Especialista em Regulação 
 
(Assinado digitalmente) 
GUSTAVO GODOY DE LIMA 
Especialista em Regulação 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
 
De acordo, 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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Fls. 28 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA 
PERMISSIONÁRIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 29 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.1. Cerpalo  
  
 
A Cerpalo, sediada na cidade de Paulo Lopes - SC, atende cerca de 15 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 40 milhões. Este ano, o contrato estabelece 
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.1.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 54,98% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 8,14% da variação econômico-financeira da Cerpalo, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,62% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -2,18%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               3.705.347,84                 3.954.206,70 
6,72%
0,62%
9,05%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    88.244,63                      83.259,40 
-5,65%
-0,01%
0,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               3.193.999,60                 3.340.990,73 
4,60%
0,37%
7,65%
PROINFA
                  423.103,61                    529.956,57 
25,25%
0,27%
1,21%
ENERGIA COMPRADA 
               9.108.518,77               12.992.386,66 
42,64%
9,70%
29,75%
Energia  
               9.108.518,77               12.992.386,66 
42,64%
9,70%
29,75%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               7.938.464,02                 7.066.330,87 
-10,99%
-2,18%
16,18%
Uso do sistema de distribuição
               7.938.464,02                 7.066.330,87 
-10,99%
-2,18%
16,18%
Total de Parcela A
20.752.330,63
            
24.012.924,22
              
15,71%
8,14%
54,98%
Total de Parcela B
19.284.279,43
            
19.661.290,13
              
1,96%
0,94%
45,02%
Variação econômica
9,09%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   795.830,17 
1,99%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (445.134,02)
-1,11%
Subvenção CDE
(3.495.955,85)
              
-8,73%
Diferimento de Parcela B
(3.450.000,00)
              
-8,62%
Total Financeiros  
6.595.259,70
-                
-16,47%
Variação econômica e financeira
-7,38%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
8,03%
0,65%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 30 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 9,70% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Cerpalo. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,02% da Receita, resultando 
num efeito de 0,94% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 9,09%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -16,47%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (8,03%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 0,65%.  
 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados ao diferimento de parcela B, 
solicitado pela Cerpalo, por meio do Ofício nº 31/2021, de 20 de setembro de 2021, no valor de R$ 
3.450.000,00, que amenizou o efeito médio em -8,62%. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cerpalo, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 66.841,13. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.1.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.1.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
31.384,07
            
24.045,74
            
55.429,80
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(353,00)
                
7.632,00
              
7.279,00
              
Subsidio Rural
(34,79)
                  
4.167,11
              
4.132,32
              
TOTAL
30.996,28
            
35.844,85
            
66.841,13
            
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Fls. 31 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.1.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
Pleitos Específicos 
 
A Cerpalo não apresentou pleitos específicos inicialmente. Apenas no decorrer do processo, como 
já mencionado, foi solicitado diferimento de parcela B no valor de R$ 3.450.000,00, que foi 
devidamente considerado. I.2. Certrel  
Custo de 
Distribuição
34,3%
Custo de Energia
22,7%
Custo de 
Trasnmissão
12,3%
Encargos 
Setoriais
6,9%
ICMS
22,3%
PIS/COFINS
1,5%
Impostos
23,8%
363,15
363,15
238,56
279,66
327,80
404,02
482,26
521,36
577,79
633,44
707,07
705,72
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cerpalo
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 32 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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A Certrel, sediada na cidade de Treviso - SC, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 22 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizada a Revisão Tarifária Periódica - RTP. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.2.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 49,98% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 15,96% da variação econômico-financeira da 
Certrel, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,72% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,37%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,04%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               2.721.922,55                 2.880.382,78 
5,82%
0,72%
11,06%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    59.109,07                      55.625,06 
-5,89%
-0,02%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.335.928,40                 2.415.578,89 
3,41%
0,36%
9,27%
PROINFA
                  326.885,09                    409.178,82 
25,18%
0,37%
1,57%
ENERGIA COMPRADA 
               2.412.340,87                 5.763.575,29 
138,92%
15,20%
22,12%
Energia  
               2.412.340,87                 5.763.575,29 
138,92%
15,20%
22,12%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               4.369.965,30                 4.378.193,38 
0,19%
0,04%
16,80%
Uso do sistema de distribuição
               4.369.965,30                 4.378.193,38 
0,19%
0,04%
16,80%
Total de Parcela A
9.504.228,72
              
13.022.151,45
              
37,01%
15,96%
49,98%
Total de Parcela B
12.536.739,06
            
13.030.918,27
              
3,94%
2,24%
50,02%
Variação econômica
18,20%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   369.797,73 
1,68%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (277.602,40)
-1,26%
Compensação DIC FIC
(23.424,12)
                   
-0,11%
Subvenção CDE
(2.315.515,57)
              
-10,51%
Diferimento Pis Cofins
(369.797,73)
                 
-1,68%
Total Financeiros  
2.616.542,10
-                
-11,87%
Variação econômica e financeira
6,33%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
1,96%
8,29%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 33 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 15,20% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Certrel. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 50,02% da Receita, resultando 
num efeito de 2,24% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 18,20%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -11,87%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (1,96%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 8,29%.  
 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionado ao pedido de diferimento de PIS 
COFINS, no valor de R$ 369.797,73, efetuado pela permissionária no pleito inicial, o que amenizou 
o efeito médio em -1,68%. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Certrel, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 20.994,52. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.2.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.2.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(472,72)
                
1.568,71
              
1.095,99
              
Subsidio Rural
(4.675,33)
             
24.573,86
            
19.898,53
            
TOTAL
(5.148,05)
             
26.142,57
            
20.994,52
            
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Fls. 34 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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                                   Gráfico I.2.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Custo de 
Distribuição
38,2%
Custo de 
Energia
16,9%
Custo de 
Trasnmissão
12,8%
Encargos 
Setoriais
8,4%
ICMS
23,6%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
23,6%
368,84
368,84
321,41
293,41
293,20
369,56
364,44
507,27
552,46
620,12
691,03
729,03
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Certrel
Celesc
IGP_M
IPCA
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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A Permissionária solicitou o diferimento da componente financeira Pis/Cofins no valor de R$ 
369.797,73, com o intuito de reduzir o efeito para o consumidor. O Valor deverá ser considerado 
no próximo processo tarifário, atualizado pelo IPCA. 
 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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I.3. Coopermila 
  
 
A Coopermila, sediada na cidade de Lauro Müller - SC, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 9 milhões. Este ano, o contrato estabelece 
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 74,63% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 8,36% da variação econômico-financeira da 
Coopermila, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,76% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,39%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,23%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
                  996.255,74                 1.064.902,60 
6,89%
0,76%
10,29%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                      9.622,14                      11.680,89 
21,40%
0,02%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
                  866.733,46                    902.485,07 
4,12%
0,39%
8,72%
PROINFA
                  119.900,14                    150.736,64 
25,72%
0,34%
1,46%
ENERGIA COMPRADA 
               4.381.519,61                 5.049.099,24 
15,24%
7,37%
48,78%
Energia  
               4.381.519,61                 5.049.099,24 
15,24%
7,37%
48,78%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               1.590.068,70                 1.611.278,94 
1,33%
0,23%
15,57%
Uso do sistema de distribuição
               1.590.068,70                 1.611.278,94 
1,33%
0,23%
15,57%
Total de Parcela A
6.967.844,05
              
7.725.280,79
                
10,87%
8,36%
74,63%
Total de Parcela B
2.088.706,63
              
2.625.678,54
                
25,71%
5,93%
25,37%
Variação econômica
14,29%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   295.285,01 
3,26%
Neutralidade Encargos Setoriais
                   174.011,72 
1,92%
Compensação DIC FIC
(91.043,63)
                   
-1,01%
Subvenção CDE
(1.357.439,13)
              
-14,99%
Total Financeiros  
(979.186,03)
                 
-10,81%
Variação econômica e financeira
3,48%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
13,85%
17,33%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 37 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 7,37% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Coopermila. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 25,37% da Receita, resultando 
num efeito de 5,93% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 14,29%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -10,81%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (13,85%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 17,33%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coopermila, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 34.796,42. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.3.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
(1.058,95)
             
-
                       
(1.058,95)
             
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(82,21)
                  
25,99
                   
(56,22)
                  
Subsidio Rural
(1.186,72)
             
37.087,72
            
35.900,99
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
2,16
                     
8,42
                     
10,59
                   
TOTAL
(2.325,72)
             
37.122,13
            
34.796,42
            
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Fls. 38 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.3.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
Custo de 
Distribuição
19,1%
Custo de Energia
36,7%
Custo de 
Trasnmissão
11,7%
Encargos 
Setoriais
7,7%
ICMS
24,8%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
24,8%
369,80
369,80
231,90
286,65
323,81
401,27
420,08
440,25
475,41
506,33
538,10
614,15
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Coopermila
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 39 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.4. Cegero  
  
 
A Cegero, sediada na cidade de São Ludgero - SC, atende cerca de 6 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 67 milhões. Este ano, o contrato de permissão 
estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.  
 
TABELA I.4.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 82,41% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 0,23% da variação econômico-financeira da Cegero, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
5,40% no presente reajuste tarifário 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,89%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras 
CELESC.  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
             10.831.378,11               14.452.115,21 
33,43%
5,40%
21,63%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    60.095,91                      52.508,63 
-12,63%
-0,01%
0,08%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               9.431.004,10                 9.737.920,49 
3,25%
0,46%
14,58%
CDE Conta-COVID
                                -                   1.856.987,55 
100,00%
2,77%
2,78%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                   1.124.402,79 
100,00%
1,68%
1,68%
PROINFA
               1.340.278,10                 1.680.295,74 
25,37%
0,51%
2,52%
ENERGIA COMPRADA 
             35.358.864,16               31.296.446,92 
-11,49%
-6,06%
46,84%
Energia  
             35.358.864,16               31.296.446,92 
-11,49%
-6,06%
46,84%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               8.712.412,28                 9.308.865,34 
6,85%
0,89%
13,93%
Uso do sistema de distribuição
               8.712.412,28                 9.308.865,34 
6,85%
0,89%
13,93%
Total de Parcela A
54.902.654,56
            
55.057.427,47
              
0,28%
0,23%
82,41%
Total de Parcela B
12.104.197,85
            
11.751.312,51
              
-2,92%
-0,53%
17,59%
Variação econômica
-0,30%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                2.120.514,38 
3,16%
Neutralidade Encargos Setoriais
               (1.051.106,85)
-1,57%
Conta Covid-19
(1.028.855,98)
              
-1,54%
Previsão de Risco Hidrologico
2.559.632,43
                
3,82%
Diferimento de Parcela B 
(2.000.000,00)
              
-2,98%
Total Financeiros  
600.183,99
                   
0,90%
Variação econômica e financeira
0,60%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
10,81%
11,41%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 40 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -6,06% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da compra de 
energia no ACL, tendo a Cegero celebrado contrato com a CEMIG GT com vigência 
a partir de 1º de novembro de 2021. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 17,59% da Receita, resultando 
num efeito de -0,53% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -0,30%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de 0,90%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (10,81%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 11,41%.  
 
Sobre os financeiros, destaca-se a inclusão da previsão do risco hidrológico, uma vez que a Cegero 
migrou para o ACL, com impacto de 3,82% no efeito médio, bem como a inclusão da reversão de 
parte do empréstimo da Conta Covid, visto que uma parte já havia sido considerada no RTA de 2020, 
com impacto de -1,54%. Por fim, destaca-se o pedido de diferimento da parcela B, no valor de R$ 2 
milhões, com impacto de -2,98%, solicitado pela permissionária.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cegero, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 90.202,76. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.4.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.4.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Geração Fonte Incentivda
38,52
                   
471,25
                 
509,77
                 
Subsidio Distribuição
36.036,74
            
-
                       
36.036,74
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(84,46)
                  
968,51
                 
884,05
                 
Subsidio Rural
(51,16)
                  
36.428,62
            
36.377,46
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
2.266,40
              
14.128,35
            
16.394,75
            
TOTAL
38.206,04
            
51.996,73
            
90.202,76
            
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Fls. 41 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.4.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.  
 
 
                       Gráfico I.4.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Custo de 
Distribuição
13,0%
Custo de Energia
34,5%
Custo de 
Trasnmissão
10,3%
Encargos Setoriais
15,9%
ICMS
26,3%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
26,3%
340,93
374,59
366,50
409,79
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
 600
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cegero
CELESC
IGP_M
IPCA
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Fls. 42 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Pleitos Específicos 
 
A Cegero solicitou ajustes no mercado de referência, uma vez que em virtude da alteração de data 
de leitura, principalmente do Grupo A, seu mercado passou a refletir 371 dias.  
Em que pese a Cegero ter feito alteração das datas de leitura em obediência a REN 863/2019, 
entendemos que a diferença de 6 dias em seu mercado não tem o condão de alterar os cálculos do 
processo tarifário, no entanto, o mercado de fornecimento faturado de 365 dias foi considerado 
para o cálculo das perdas técnicas do presente processo, visando refletir a realidade para a 
cobertura tarifária.  
 
Sobre a inclusão do financeiro relacionada a retirada do ICMS da Base do PIS/COFINS na revisão 
tarifária da supridora Celesc, a Cegero pleiteia que seja reconhecido a devolução individualizada de 
desse financeiro às permissionárias que foram regularizadas depois de 2017 (ano do julgado do STF), 
semelhante pedido já foi feito pela cooperativa na Consulta Pública do processo de revisão tarifária 
da supridora. O valor de devolução estimado pela Cegero é de aproximadamente R$ 4 milhões, 
atualizados até julho/21.  
 
A discussão da metodologia de devolução aos consumidores dos valores auferidos pelas 
concessionárias em virtude do tema mencionado, tramita em processo específico, não sendo 
possível de ser considerado no presente processo.  
 
Por fim, visando amenizar o efeito ao seu consumidor, a Cegero pleiteou a inclusão de financeiro 
negativo no valor de R$ 2.000.000,00, relativos ao diferimento de parcela B, o que reduziu seu efeito 
em 3,31%, passando de 14,72% para 11,41%.  
 
Ressalta-se que o valor diferido será contemplado no próximo processo tarifário, devidamente 
atualizado pelo IPCA. 
 
 
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Fls. 43 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.5. Coopera 
  
 
A Coopera, sediada na cidade de Forquilhinha - SC, atende cerca de 26 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 120 milhões. Este ano, o contrato estabelece 
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.5.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 65,34% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 12,85% da variação econômico-financeira da 
Coopera, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
8,81% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, devido ao início 
do pagamento da CDE Conta Covid, com impacto tarifário de 7,85%. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -1,07%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
             20.155.527,36               30.725.523,30 
52,44%
8,81%
24,20%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  256.144,18                    194.641,69 
-24,01%
-0,05%
0,15%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
             17.435.684,04               18.021.294,76 
3,36%
0,49%
14,20%
CDE Conta-COVID
                                -                   9.419.991,38 
100,00%
7,85%
7,42%
PROINFA
               2.463.699,15                 3.089.595,47 
25,40%
0,52%
2,43%
ENERGIA COMPRADA 
             38.379.837,98               44.510.693,84 
15,97%
5,11%
35,06%
Energia  
             38.379.837,98               44.510.693,84 
15,97%
5,11%
35,06%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               8.994.976,30                 7.711.929,00 
-14,26%
-1,07%
6,07%
Rede Básica
               7.939.678,70                 6.498.549,00 
-1,20%
5,12%
Rede Básica Fronteira
               1.055.297,60                 1.213.380,00 
0,13%
0,96%
Total de Parcela A
67.530.341,64
            
82.948.146,13
              
22,83%
12,85%
65,34%
Total de Parcela B
52.465.016,25
            
44.000.000,00
              
-16,13%
-7,05%
34,66%
Variação econômica
5,79%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                2.035.792,32 
1,70%
Neutralidade Encargos Setoriais
               (1.245.068,84)
-1,04%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
562.938,51
                   
0,47%
Conta Covid-19
(14.333.926,72)
            
-11,95%
Total Financeiros  
12.980.264,74
-              
-10,82%
Variação econômica e financeira
-5,03%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
10,78%
5,75%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 44 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 5,11% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Coopera, cuja tarifa variou 14,52%. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 34,66% da Receita, resultando 
num efeito de -7,05% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 5,79%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -10,82%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (10,78%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 5,75%.  
 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, o qual implicou 
em impacto de -11,95% neste reajuste. Os montantes em questão equivalem a 100% totalidade dos 
valores a serem revertidos pela COOPERA da Conta-Covid e correspondem aos itens previstos nos 
§1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coopera, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 92.685,74. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir demonstra o cálculo. 
 
TABELA I.5.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.5.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(60,15)
                  
5.896,85
              
5.836,70
              
Subsidio Rural
5.095,79
              
63.203,04
            
68.298,83
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
5.254,93
              
13.295,28
            
18.550,21
            
TOTAL
10.290,57
            
82.395,17
            
92.685,74
            
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                                   Gráfico I.5.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.5.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
Custo de 
Distribuição
27,3%
Custo de Energia
27,7%
Custo de 
Trasnmissão
4,8%
Encargos 
Setoriais
19,1%
ICMS
21,1%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
21,1%
318,97
318,97
222,08
208,08
214,45
249,71
296,18
309,25
338,07
387,09
395,17
403,03
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Coopera
Celesc
IGP_M
IPCA
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I.6. Ceraçá 
  
 
A Ceraçá, sediada na cidade de Saudades - SC, atende cerca de 12 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 49 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.6.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 54,89% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 5,88% da variação econômico-financeira da Ceraçá, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,82% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,45%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,11%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               6.027.577,93                 6.431.980,52 
6,71%
0,82%
11,72%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  102.220,37                    105.469,81 
3,18%
0,01%
0,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               5.222.265,18                 5.445.794,00 
4,28%
0,45%
9,92%
PROINFA
                  703.092,37                    880.716,72 
25,26%
0,36%
1,61%
ENERGIA COMPRADA 
             12.173.950,07               14.609.526,29 
20,01%
4,95%
26,63%
Energia  
             12.173.950,07               14.609.526,29 
20,01%
4,95%
26,63%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               9.024.769,70                 9.079.233,31 
0,60%
0,11%
16,55%
Uso do sistema de distribuição
               9.024.769,70                 9.079.233,31 
0,60%
0,11%
16,55%
Total de Parcela A
27.226.297,70
            
30.120.740,12
              
10,63%
5,88%
54,89%
Total de Parcela B
21.970.218,55
            
24.750.524,48
              
12,65%
5,65%
45,11%
Variação econômica
11,53%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.299.125,26 
2,64%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (355.096,65)
-0,72%
Compensação DIC FIC
(43.241,69)
                   
-0,09%
Subvenção CDE
(10.692.706,34)
            
-21,73%
Diferimento Pis Cofins (2021 + Reversão 2020)
(1.299.125,26)
              
-2,64%
Total Financeiros  
11.091.044,69
-              
-22,54%
Variação econômica e financeira
-11,01%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
17,83%
6,82%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 47 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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c) Compra de Energia. O custo com a compra de energia contribuiu com acréscimo 
de 4,95% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da nova tarifa de suprimento da 
Celesc para a Ceraçá, cuja a tarifa variaou em média 14,52%. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,11% da Receita, resultando 
num efeito de 5,65% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 11,53%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -22,54%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (17,83%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 6,82%.  
 
No que diz respeito aos financeiros, merece destaque a reversão do diferimento de Pis/Cofins 
realizado em 2020 e o diferimento solicitado pela permissionária em 2021, que juntos 
representaram um impacto tarifário de -2,64%. Tabela abaixo resume esses montantes. 
 
TABELA I.6.2 – Diferimento do Financeiro PIS COFINS 
 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceraçá, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 250.260,25. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir demonstra o cálculo. 
 
TABELA I.6.3 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 Componente 
 Reversão 
Diferimento 2020 
 Diferimento 
2021 
 Diferimento 
total 
TUSD
431.822,13
                 
984.888,84
-        
553.066,72
-        
TE
550.172,82
                 
1.296.231,36
-    
746.058,55
-        
Total
981.994,94
                 
2.281.120,20
-    
1.299.125,26
-    
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Geração Fonte Incentivda
(209,49)
                
1.277,76
              
1.068,27
              
Subsidio Distribuição
4.952,59
              
-
                       
4.952,59
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
517,90
                 
8.489,30
              
9.007,20
              
Subsidio Rural
(8.049,26)
             
237.290,31
          
229.241,05
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
986,84
                 
5.004,31
              
5.991,14
              
TOTAL
(1.801,42)
             
252.061,67
          
250.260,25
          
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O Gráfico I.6.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.6.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.6.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Custo de 
Distribuição
32,6%
Custo de Energia
19,3%
Custo de 
Trasnmissão
12,0%
Encargos 
Setoriais
8,5%
ICMS
23,6%
PIS/COFINS
4,1%
Tributos
27,7%
366,87
366,87
206,18
252,24
284,88
353,59
386,15
430,76
470,37
496,86
511,66
518,33
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Ceraçá
Celesc
IGP_M
IPCA
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Número: 48581.001475/2021-00

. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fls. 49 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
Pleitos Específicos 
 
A Permissionária solicitou o diferimento do componente financeiro Pis/Cofins no valor de 
2.281.120,20, com intuito de reduzir o efeito tarifário ao consumidor. O pleito foi aceito, e o valor 
deverá ser considerado no próximo processo tarifário, atualizado pelo IPCA. 
 
 
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Número: 48581.001475/2021-00

. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fls. 50 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.7. Cerej 
  
 
A Cerej, sediada na cidade de Biguaçu - SC, atende cerca de 15 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 38 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.7.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 43,70% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 13,10% da variação econômico-financeira da Cerej, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,62% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, a CDE Conta 
Covid, com impacto tarifário de 0,35. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,01%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               3.312.455,73                 3.548.858,33 
7,14%
0,62%
7,67%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    99.561,38                    105.115,06 
5,58%
0,01%
0,23%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.837.781,44                 2.973.324,31 
4,78%
0,35%
6,43%
PROINFA
                  375.112,90                    470.418,95 
25,41%
0,25%
1,02%
ENERGIA COMPRADA 
               5.840.865,35               10.622.668,69 
81,87%
12,47%
22,97%
Energia  
               5.840.865,35               10.622.668,69 
81,87%
12,47%
22,97%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               6.028.545,99                 6.033.724,93 
0,09%
0,01%
13,05%
Uso do sistema de distribuição
               6.028.545,99                 6.033.724,93 
0,09%
0,01%
13,05%
Total de Parcela A
15.181.867,08
            
20.205.251,94
              
33,09%
13,10%
43,70%
Total de Parcela B
23.158.022,58
            
26.035.998,17
              
12,43%
7,51%
56,30%
Variação econômica
20,61%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   632.667,23 
1,65%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (214.575,64)
-0,56%
Compensação DIC FIC
(555.444,29)
                 
-1,45%
Subvenção CDE
(16.232.843,86)
            
-42,34%
Diferimento Pis Cofins
(632.667,23)
                 
-1,65%
Total Financeiros  
17.002.863,80
-              
-44,35%
Variação econômica e financeira
-23,74%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
31,41%
7,67%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 51 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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c) Compra de Energia. A compra de energia contribuiu com acréscimo de 12,47% na 
tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova tarifa de suprimento da 
Celesc para a Cerej, que tarifa variou 14,52%, bem como da redução dos descontos 
tarifários (de 63,75% para 41,70%). 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 56,30% da Receita, resultando 
num efeito de 7,51% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 20,61%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -44,35%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (31,41%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 7,67%.  
 
Merece destaque o diferimento de Pis/Cofins solicitado pela permissionária no valor de total de -R$ 
632.667,23, com impacto financeiro de -1,65%.  
 
Destaca-se, também, a revisão da subvenção para cooperativas com baixa densidade de carga, que, 
no caso da Cerej, representou a uma redução tarifária de 16,96%. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cerej, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 131.049,03. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir demonstra o cálculo. 
 
TABELA I.7.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.7.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
8.496,89
              
-
                       
8.496,89
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
149,46
                 
161,91
                 
311,37
                 
Subsidio Rural
(2.652,06)
             
124.892,83
          
122.240,77
          
TOTAL
5.994,29
              
125.054,74
          
131.049,03
          
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Fls. 52 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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                                   Gráfico I.7.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.7.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Custo de 
Distribuição
44,4%
Custo de Energia
18,1%
Custo de 
Trasnmissão
10,3%
Encargos 
Setoriais
6,1%
ICMS
20,7%
PIS/COFINS
0,3%
Tributos
21,1%
368,63
368,63
302,28
324,70
370,55
458,99
456,67
541,31
543,35
580,39
610,34
628,70
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cerej
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 53 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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A permissionária solicitou o diferimento de Pis/Cofins no valor de total de -R$ 632.667,23, para fins 
de modicidade tarifária. O pleito foi acatado e o valor deverá ser considerado no próximo processo 
tarifário atualizado pelo IPCA. 
 
 
 
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Fls. 54 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.8. Cedri 
  
 
A Cedri, sediada na cidade de Itariri - SP, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 15 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.8.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 51,66% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 6,00% da variação econômico-financeira da Cedri, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
4,24% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, o início do 
recolhimento de um novo componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - 
CONTA COVID, relacionado ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinado a receber os recursos 
de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, cujo efeito 
foi de 3,69%; e 
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               1.340.756,97                 1.985.753,76 
48,11%
4,24%
13,48%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    37.159,76                      32.244,02 
-13,23%
-0,03%
0,22%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               1.144.084,92                 1.191.087,61 
4,11%
0,31%
8,08%
CDE Conta-COVID
                                -                      561.638,56 
100,00%
3,69%
3,81%
PROINFA
                  159.512,28                    200.783,57 
25,87%
0,27%
1,36%
ENERGIA COMPRADA 
               3.332.889,85                 3.590.301,50 
7,72%
1,69%
24,37%
Energia  
               3.332.889,85                 3.590.301,50 
7,72%
1,69%
24,37%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               2.024.846,99                 2.035.479,00 
0,53%
0,07%
13,81%
Uso do sistema de distribuição
               2.024.846,99                 2.035.479,00 
0,53%
0,07%
13,81%
Total de Parcela A
6.698.493,81
              
7.611.534,26
                
13,63%
6,00%
51,66%
Total de Parcela B
8.522.211,91
              
7.122.749,50
                
-16,42%
-9,19%
48,34%
Variação econômica
-3,20%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   301.251,83 
1,98%
Neutralidade Encargos Setoriais
                       6.958,30 
0,05%
Compensação DIC FIC
(44.000,62)
                   
-0,29%
Subvenção CDE
(2.702.903,54)
              
-17,76%
Diferimento de Energia
(1.000.000,00)
              
-6,57%
Total Financeiros  
(3.438.694,03)
              
-22,59%
Variação econômica e financeira
-25,79%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
28,31%
2,52%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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b) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 1,69% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da nova tarifa de 
suprimento da Elektro para a Cedri. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,34% da Receita, resultando 
num efeito de -9,19% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. Esse efeito é justificado 
pela redução da parcela B total requerida pela permissionária neste processo tarifário. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -3,20%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -22,59%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (28,31%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 2,52%.  
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cedri, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 30.999,74. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.8.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.8.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
5.130,87
              
41.371,43
            
46.502,30
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(35.722,75)
           
10.357,90
            
(25.364,85)
           
Subsidio Rural
339,93
                 
9.522,36
              
9.862,29
              
TOTAL
(30.251,94)
           
61.251,69
            
30.999,74
            
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Fls. 56 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
 
                                   Gráfico I.8.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Elektro. 
 
 
                       Gráfico I.8.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Neste processo tarifário, a Cedri solicitou um diferimento de custos associados à energia, no valor 
de R$ 1 milhão, de modo a mitigar os efeitos tarifários aos seus consumidores, o que contribuiu com 
Custo de 
Distribuição
37,5%
Custo de 
Energia
18,9%
Custo de 
Trasnmissão
10,7%
Encargos 
Setoriais
10,4%
ICMS
19,9%
PIS/COFINS
2,6%
Tributos
22,5%
454,01
454,01
372,29
429,11
488,63
603,84
662,82
695,10
784,40
750,67
694,52
683,87
352,17
287,13
287,13
311,88
423,27
510,41
464,88
479,14
601,79
531,87
555,05
622,58
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
 1.150
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cedri
Elektro
IGP_M
IPCA
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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uma redução de 6,57%. O pleito foi acatado e o valor deverá ser considerado no próximo processo 
tarifário devidamente atualizado pelo IPCA. 
 
 
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Fls. 58 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.9. Cervam  
  
 
A Cervam, sediada na cidade de Porto Ferreira - SP, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 22 milhões. Este ano, o contrato de 
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.  
 
TABELA I.9.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 69,07% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam -3,27% da variação econômico-financeira da 
Cervam, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,53% no presente reajuste tarifário. Destaca-se especialmente o início do 
pagamento do encargo de ESS/EER, decorrente da adesão da permissionária à 
CCEE devido à contratação de energia no Ambiente de Contratação Livre; e 
 
b) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com um 
efeito de -5,16% na tarifa vigente. Esse impacto é reflexo principalmente do novo 
Mix de energia da Cervam, a partir do um novo contrato de comercialização de 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               2.358.118,62                 2.698.903,52 
14,45%
1,53%
12,49%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    31.111,31                      31.089,74 
-0,07%
0,00%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.043.258,81                 2.117.999,29 
3,66%
0,34%
9,80%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      194.356,72 
100,00%
0,87%
0,90%
PROINFA
                  283.748,50                    355.457,77 
25,27%
0,32%
1,65%
ENERGIA COMPRADA 
               9.828.468,56                 8.678.866,42 
-11,70%
-5,16%
40,17%
Energia  
               9.828.468,56                 8.678.866,42 
-11,70%
-5,16%
40,17%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               3.465.255,22                 3.544.424,05 
2,28%
0,36%
16,41%
Uso do sistema de distribuição
               3.465.255,22                 3.544.424,05 
2,28%
0,36%
16,41%
Total de Parcela A
15.651.842,40
            
14.922.193,99
              
-4,66%
-3,27%
69,07%
Total de Parcela B
6.641.515,72
              
6.680.849,94
                
0,59%
0,18%
30,93%
Variação econômica
-3,10%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   706.269,73 
3,17%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (513.649,86)
-2,30%
Compensação DIC FIC
(129.080,03)
                 
-0,58%
Subvenção CDE
(2.027.372,56)
              
-9,09%
Previsão de Risco Hidrologico
351.096,34
                   
1,57%
Total Financeiros  
(1.612.736,38)
              
-7,23%
Variação econômica e financeira
-10,33%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
10,61%
0,28%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 59 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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energia licitada firmado com a CEMIG G&T e aprovado pelo Despacho Aneel nº 
457, de 19 de fevereiro de 2021. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 30,93% da Receita, resultando 
num efeito de 0,18% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
Ao resultado da variação econômica, de -3,10%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -7,23%, que, somados à retirada dos financeiros do processo anterior, conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (10,61%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 0,28%. 
 
Sobre os financeiros, destaca-se a inclusão da previsão do risco hidrológico, com impacto de 1,57% 
no efeito médio. Como agente da CCEE, a permissionária passa a ser responsável por esse custo.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cervam, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 251.538,39. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.9.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.9.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
35.987,09
            
34.909,55
            
70.896,64
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(1.645,32)
             
1.733,93
              
88,61
                   
Subsidio Rural
12.554,95
            
41.397,44
            
53.952,40
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
35.581,86
            
91.018,88
            
126.600,73
          
TOTAL
82.478,58
            
169.059,80
          
251.538,39
          
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Fls. 60 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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                                   Gráfico I.9.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como a tarifa de sua supridora ELEKTRO.  
 
 
                       Gráfico I.9.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
Custo de 
Distribuição
25,8%
Custo de Energia
33,5%
Custo de 
Trasnmissão
13,7%
Encargos 
Setoriais
10,4%
ICMS
15,0%
PIS/COFINS
1,6%
Trubuto
16,6%
631,46
667,26
648,55
635,66
601,79
531,87
555,05
622,58
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cervam
ELEKTRO
IGP_M
IPCA
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Fls. 61 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.10. Cergal 
  
 
A Cergal, sediada na cidade de Tubarão - SC, atende cerca de 19 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 45 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.10.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 54,93% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 0,48% da variação econômico-financeira da Cergal, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
3,52% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento 
do orçamento da CDE-USO, efeito de 0,38%, decorrente do cálculo das cotas 
anuais de CDE para o ano de 2021. bem como devido ao início do pagamento da 
CDE Conta Covid, com impacto tarifário de 2,60%.  
 
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma 
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               4.604.371,47                 6.192.029,05 
34,48%
3,52%
13,69%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    92.327,15                      89.677,02 
-2,87%
-0,01%
0,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               3.976.533,27                 4.150.236,24 
4,37%
0,38%
9,18%
CDE Conta-COVID
                                -                   1.175.911,39 
100,00%
2,60%
2,60%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      104.851,80 
100,00%
0,23%
0,23%
PROINFA
                  535.511,05                    671.352,60 
25,37%
0,30%
1,48%
ENERGIA COMPRADA 
             12.069.946,98               12.818.344,90 
6,20%
1,66%
28,35%
Energia  
             12.069.946,98               12.818.344,90 
6,20%
1,66%
28,35%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               7.946.729,19                 5.825.598,10 
-26,69%
-4,70%
12,88%
Uso do sistema de distribuição
               7.946.729,19                 5.825.598,10 
-26,69%
-4,70%
12,88%
Total de Parcela A
24.621.047,64
            
24.835.972,05
              
0,87%
0,48%
54,93%
Total de Parcela B
20.521.828,78
            
20.379.874,91
              
-0,69%
-0,31%
45,07%
Variação econômica
0,16%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.035.112,98 
2,29%
Neutralidade Encargos Setoriais
                     63.110,07 
0,14%
Subvenção CDE
(755.772,03)
                 
-1,67%
Previsão de Risco Hidrologico
704.510,24
                   
1,56%
Diferimento de Energia
(1.500.000,00)
              
-3,32%
Total Financeiros  
453.038,74
-                   
-1,00%
Variação econômica e financeira
-0,84%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
11,76%
10,92%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 62 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A 
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,23%. 
 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -4,70%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 1,66% na tarifa vigente. Esse impacto é decorrente da nova tarifa de 
suprimento da Celesc para a Cergal, bem como da compra de energia no Ambiente 
de Contratação Livre, que estará vigente a partir de 01/06/2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,07% da Receita, resultando 
num efeito de -0,31% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 0,16%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -1,00%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais que totalizam 11,76%, resultando no 
efeito médio de 10,92% a ser percebido pelos consumidores da Cergal.  
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cergal, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 769.536,02. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.10.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
282.202,47
          
456.878,16
          
739.080,64
          
Subsidio Distribuição
1.272,26
              
-
                       
1.272,26
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(167,17)
                
2.949,46
              
2.782,29
              
Subsidio Rural
2.359,36
              
18.585,42
            
20.944,78
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
238,90
                 
5.217,15
              
5.456,05
              
TOTAL
285.905,83
          
483.630,19
          
769.536,02
          
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Fls. 63 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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O Gráfico I.10.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.10.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.10.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
 
Custo de 
Distribuição
33,0%
Custo de Energia
20,8%
Custo de 
Trasnmissão
9,4%
Encargos 
Setoriais
10,0%
ICMS
26,6%
PIS/COFINS
0,2%
Tributos
26,8%
346,91
346,91
242,00
289,56
330,23
413,18
428,98
522,00
599,08
655,47
654,13
721,68
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cergal
Celesc
IGP_M
IPCA
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Pleitos Específicos 
 
A CERGAL solicitou o diferimento de item financeiro diretamente ligado à energia no valor de R$ 
1.500.000,00 com o objetivo de reduzir o efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
Pleito Acatado. A SGT reconheceu a formação de um ativo regulatório decorrente do diferimento 
de componente financeiro associado aos custos de energia, no valor de R$ 1.500.000,00 (um milhão 
e quinhentos mil reais), a preço de setembro de 2021, o qual deverá ser atualizado pelo IPCA e 
incorporado ao processo tarifário subsequente. 
 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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I.11. COOPERZEM  
  
 
A COOPERZEM, sediada na cidade de Armazém - SC, atende cerca de 8 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 32 milhões. Este ano, o contrato de 
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.  
 
TABELA I.11.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 60,23% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 7,38% da variação econômico-financeira da 
COOPERZEM, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,67% no presente reajuste tarifário. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -1,68%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras 
CELESC.  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               3.197.627,35                 3.412.298,36 
6,71%
0,67%
9,86%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    60.403,55                      55.830,06 
-7,57%
-0,01%
0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.767.669,51                 2.893.181,44 
4,53%
0,39%
8,36%
PROINFA
                  369.554,29                    463.286,86 
25,36%
0,29%
1,34%
ENERGIA COMPRADA 
             11.841.795,82               14.546.422,59 
22,84%
8,39%
42,01%
Energia  
             11.841.795,82               14.546.422,59 
22,84%
8,39%
42,01%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               3.434.520,64                 2.894.274,40 
-15,73%
-1,68%
8,36%
Uso do sistema de distribuição
               3.434.520,64                 2.894.274,40 
-15,73%
-1,68%
8,36%
Total de Parcela A
18.473.943,81
            
20.852.995,35
              
12,88%
7,38%
60,23%
Total de Parcela B
13.763.751,40
            
13.771.141,67
              
0,05%
0,02%
39,77%
Variação econômica
7,40%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   803.853,57 
2,49%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (244.511,64)
-0,76%
Compensação DIC FIC
(49.424,27)
                   
-0,15%
Subvenção CDE
(4.958.818,17)
              
-15,38%
Recálculo PB ano anterior
218.464,66
                   
0,68%
Total Financeiros  
4.230.435,85
-                
-13,12%
Variação econômica e financeira
-5,72%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
20,94%
15,22%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 8,39% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas 
tarifas de suprimento da CELESC para a COOPERZEM. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 39,77% da Receita, resultando 
num efeito de 0,02% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 7,40%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -13,12%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais no total de 20,94%, resultou no efeito 
médio final 15,22% a ser percebido pelos consumidores da Cooperzem. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à COOPERZEM, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 417.811,76. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.11.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.11.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
107.763,99
          
98.881,65
            
206.645,64
          
Subsidio Geração Fonte Incentivda
1.253,47
              
32.647,09
            
33.900,56
            
Subsidio Distribuição
1.369,59
              
-
                       
1.369,59
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
341,14
                 
542,27
                 
883,41
                 
Subsidio Rural
4.150,39
              
94.397,23
            
98.547,62
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
11.860,28
            
64.604,68
            
76.464,95
            
TOTAL
126.738,85
          
291.072,91
          
417.811,76
          
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                                   Gráfico I.11.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.  
 
 
                       Gráfico I.11.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Custo de 
Distribuição
29,3%
Custo de Energia
31,0%
Custo de 
Trasnmissão
6,2%
Encargos 
Setoriais
7,3%
ICMS
24,6%
PIS/COFINS
1,7%
Tributos
26,3%
523,80
559,90
586,43
662,51
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
COOPERZEM
CELESC
IGP_M
IPCA
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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A Cooperzem solicitou que a diferença entre o Pleito de Parcela B solicitado e o valor de Parcela B 
considerado no processo tarifário de 2020, fosse considerada como componente financeiro 
devidamente corrigido. 
 
Pleito acatado, sendo considerado o valor de R$ 218.464,66. 
 
 
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Fls. 69 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.12. Cerbranorte  
  
 
A Cerbranorte, sediada na cidade de Braço do Norte - SC, atende cerca de 17 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 86 milhões. Este ano, o 
contrato estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.12.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 64,92% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam -4,39% da variação econômico-financeira da 
Cerbranorte, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,92% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,41%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma 
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os 
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A 
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 1,21%. 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               8.732.397,54               10.386.273,96 
18,94%
1,92%
12,49%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  130.757,11                    126.346,38 
-3,37%
-0,01%
0,15%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               7.579.731,39                 7.932.278,45 
4,65%
0,41%
9,54%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                   1.043.082,95 
100,00%
1,21%
1,25%
PROINFA
               1.021.909,03                 1.284.566,17 
25,70%
0,30%
1,55%
ENERGIA COMPRADA 
             40.355.893,22               34.506.757,14 
-14,49%
-6,78%
41,51%
Energia  
             40.355.893,22               34.506.757,14 
-14,49%
-6,78%
41,51%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               8.666.208,34                 9.076.688,55 
4,74%
0,48%
10,92%
Uso do sistema de distribuição
               8.666.208,34                 9.076.688,55 
4,74%
0,48%
10,92%
Total de Parcela A
57.754.499,10
            
53.969.719,65
              
-6,55%
-4,39%
64,92%
Total de Parcela B
28.496.604,59
            
29.157.000,00
              
2,32%
0,77%
35,08%
Variação econômica
-3,62%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                2.529.763,04 
2,93%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (469.511,01)
-0,54%
Subvenção CDE
(9.354.913,93)
              
-10,85%
Previsão de Risco Hidrologico
2.711.955,03
                
3,14%
Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da Ren 414/2021
(15.907,63)
                   
-0,02%
Total Financeiros  
4.598.614,50
-                
-5,33%
Variação econômica e financeira
-8,95%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
6,35%
-2,60%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 70 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 0,48%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -6,78% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da substituição do 
contrato de suprimento pelo contrato no Ambiente de Contratação Livre, que 
estará vigente a partir de 01/10/2021. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 35,08% da Receita, resultando 
num efeito de 0,77% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -3,62%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -5,33%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais no total de 6,35%, resultou no efeito 
médio final de -2,60% a ser percebidos pelos consumidores da Cerbranorte.  
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cerbranorte, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 266.673,26. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.12.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
-
                       
-
                       
-
                       
Subsidio Geração Fonte Incentivda
(525,96)
                
7.753,74
              
7.227,78
              
Subsidio Distribuição
1.331,51
              
55.174,37
            
56.505,88
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(272,80)
                
3.291,64
              
3.018,83
              
Subsidio Rural
3.545,37
              
167.147,32
          
170.692,69
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(2.041,70)
             
31.269,77
            
29.228,07
            
TOTAL
2.036,42
              
264.636,84
          
266.673,26
          
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O Gráfico I.12.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.12.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.12.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
 
 
 
Custo de 
Distribuição
27,3%
Custo de Energia
32,3%
Custo de 
Trasnmissão
8,5%
Encargos 
Setoriais
9,7%
ICMS
22,2%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
22,3%
319,74
319,74
262,19
308,73
340,03
401,97
412,90
460,64
501,31
544,10
589,08
561,90
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cerbranorte
Celesc
IGP_M
IPCA
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Pleitos Específicos 
A partir de outubro de2021, inicia-se a vigência do Contrato de Energia a partir de Licitação Pública 
- CCE500LP13, firmado com a Comerc Comercializadora de Energia Elétrica Ltda, homologado pelo 
Despacho no 776/2021. Em decorrência dessa licitação, os montantes de energia de suprimento 
contratados com a Celesc Distribuição S/A foram reduzidos a partir de setembro de 2021. 
Tornando-se agente da CCEE, a Cerbranorte passa a receber cotas compulsórias de CCGF, 
Eletronuclear, Risco hidrológico e os encargos ESS/EER. No entendimento da permissionária14, 
essas cotas devem ser definidas levando-se em consideração somente a proporção da energia 
migrada para o ACL. 
Já no entendimento dessa superintendência, as cotas são calculadas levando-se em consideração a 
energia do mercado integral. Nesta condição, a Cerbranorte estaria sobrecontratada. 
Como forma de resolver a situação da sobrecontratação, a Cerbranorte solicitou que fosse feita 
nova redução dos montantes contratados com a devida anuência da supridora. A Celesc, com o 
intermédio da ANEEL, concordou com a redução, solucionando, assim, o problema de 
sobrecontratação da Cerbranorte. 
Outro ponto destacado pela Cerbranorte é que, com a consideração do mercado integral para o 
cálculo das componentes de custo em questão, as tarifas da supridora já contêm o ônus das cotas 
de Eletronuclear e CCGF, o Risco Hidrológico, e as componentes de encargo ESS/EER. Desta forma, 
solicita em seu pleito a análise técnica e possível publicação de resolução adequada que elimine 
uma possível duplicidade de pagamentos desses custos nas tarifas de aplicação aos consumidores, 
ainda neste processo tarifário. 
Em relação a esse aspecto, primeiramente, é importante destacar que as tarifas das supridoras já 
foram homologadas (Celesc, Elektro e CPFL Paulista), neste momento não há como revisá-las sem 
prejuízo à supridora. Além disso, os reais custos tanto dos encargos quanto das gerações de Angra 
e CCGF serão apurados ao longo do próximo ano. Nesse caso, o rateio do custo real será feito com 
base na carga total da permissionária. No caso do cálculo dos custos para a supridora, sua carga já 
estará reduzida da carga da permissionária, ou seja, será considerado para cálculo tarifário da Celesc 
os custos reduzidos desses componentes. 
 
 
13 SicNet 48513.028416/2020 
14 SicNet 48513.025635/2021 
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Fls. 73 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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Ademais, os cálculos seguem o estabelecido nos Proret 5.4, 11.2 e 12.6. As alterações das 
metodologias de cálculo poderão ser realizadas por advento da atualização das normas. 
 
 
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Fls. 74 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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I.13. Cermoful  
  
 
A Cermoful, sediada na cidade de Morro da Fumaça - SC, atende cerca de 15 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 62 milhões. Este ano, o 
contrato estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.13.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO.  
 
 
Os custos da Parcela A representam 60,05% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 7,51% da variação econômico-financeira da 
Cermoful, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,79% no presente reajuste tarifário.  
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 1,87%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 4,85% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Cermoful. 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               8.518.012,91                 9.008.367,36 
5,76%
0,79%
13,44%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  123.495,00                    117.388,82 
-4,94%
-0,01%
0,18%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               7.369.980,27                 7.611.695,47 
3,28%
0,39%
11,36%
PROINFA
               1.024.537,63                 1.279.283,07 
24,86%
0,41%
1,91%
ENERGIA COMPRADA 
             18.000.589,75               21.012.176,05 
16,73%
4,85%
31,36%
Energia  
             18.000.589,75               21.012.176,05 
16,73%
4,85%
31,36%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               9.060.807,84               10.219.012,57 
12,78%
1,87%
15,25%
Uso do sistema de distribuição
               9.060.807,84               10.219.012,57 
12,78%
1,87%
15,25%
Total de Parcela A
35.579.410,51
            
40.239.555,99
              
13,10%
7,51%
60,05%
Total de Parcela B
26.488.934,64
            
26.770.470,00
              
1,06%
0,45%
39,95%
Variação econômica
7,96%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.277.325,92 
2,06%
Neutralidade Encargos Setoriais
               (1.351.893,97)
-2,18%
Subvenção CDE
(1.205.667,83)
              
-1,94%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(5,13)
                            
0,00%
Total Financeiros  
1.280.241,01
-                
-2,06%
Variação econômica e financeira
5,90%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
4,10%
10,00%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 75 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 39,95% da Receita, resultando 
num efeito de 0,45% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 7,96%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -2,06%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais , no total de 4,10%, resultou no efeito 
médio final de  10,00% a ser percebido pelos consumidores da permissionária. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cermoful, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 51.847,29. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.13.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.13.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
28.971,33
            
-
                       
28.971,33
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
53,42
                   
744,53
                 
797,95
                 
Subsidio Rural
(1.475,45)
             
23.079,17
            
21.603,73
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(69,37)
                  
543,65
                 
474,28
                 
TOTAL
27.479,94
            
24.367,35
            
51.847,29
            
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Fls. 76 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.13.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.13.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
 
Custo de 
Distribuição
31,0%
Custo de Energia
24,3%
Custo de 
Trasnmissão
11,8%
Encargos 
Setoriais
10,4%
ICMS
22,3%
PIS/COFINS
0,2%
Tributos
22,5%
352,15
352,15
313,41
340,76
300,83
367,04
352,81
417,12
507,40
562,51
608,17
651,74
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cermoful
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 77 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.14. Coopercocal 
  
 
A Coopercocal, sediada na cidade de Cocal do Sul - SC, atende cerca de 11 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 49 milhões. Este ano, o 
contrato estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.14.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 66,37% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 7,30% da variação econômico-financeira da 
Coopercocal, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,83% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,42%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 1,44%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               6.709.652,94                 7.116.049,16 
6,06%
0,83%
13,42%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    85.549,58                      79.524,07 
-7,04%
-0,01%
0,15%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               5.814.285,89                 6.022.243,44 
3,58%
0,42%
11,36%
PROINFA
                  809.817,47                 1.014.281,66 
25,25%
0,42%
1,91%
ENERGIA COMPRADA 
             17.613.685,36               20.077.906,94 
13,99%
5,03%
37,87%
Energia  
             17.613.685,36               20.077.906,94 
13,99%
5,03%
37,87%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               7.279.781,60                 7.987.413,76 
9,72%
1,44%
15,07%
Uso do sistema de distribuição
               7.279.781,60                 7.987.413,76 
9,72%
1,44%
15,07%
Total de Parcela A
31.603.119,91
            
35.181.369,86
              
11,32%
7,30%
66,37%
Total de Parcela B
17.408.204,26
            
17.830.257,75
              
2,42%
0,86%
33,63%
Variação econômica
8,16%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.211.979,22 
2,47%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (824.310,55)
-1,68%
Compensação DIC FIC
(54.466,58)
                   
-0,11%
Subvenção CDE
(3.162.343,66)
              
-6,45%
Total Financeiros  
2.829.141,57
-                
-5,77%
Variação econômica e financeira
2,39%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
9,34%
11,73%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 78 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 5,03% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Coopercocal, tarifas essas que variaram em 
média 14,52%. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 33,63% da Receita, resultando 
num efeito de 0,86% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 8,16%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -5,77%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (9,34%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 11,73%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coopercocal, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 47.118,59. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.14.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
O Gráfico I.14.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
19.422,21
-            
5.630,64
              
13.791,57
-            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
1.048,18
              
1.809,48
              
2.857,66
              
Subsidio Rural
(226,80)
                
30.852,64
            
30.625,83
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
77,37
                   
6.860,27
              
6.937,64
              
TOTAL
1.965,55
              
45.153,03
            
47.118,59
            
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Fls. 79 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.14.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.14.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
Custo de 
Distribuição
25,6%
Custo de 
Energia
28,8%
Custo de 
Trasnmissão
11,4%
Encargos 
Setoriais
10,2%
ICMS
24,0%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
24,0%
310,13
310,13
259,92
296,12
275,63
347,70
314,48
356,72
429,12
468,20
502,33
550,72
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Coopercocal
Celesc
IGP_M
IPCA
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 327C9AC600614621
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.001475/2021-00

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Fls. 80 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.15. Cergapa 
  
 
A Cergapa, sediada na cidade de Grão Pará - SC, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 18 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizada a Revisão Tarifária Periódica - RTP. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.15.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 59,37% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 5,35% da variação econômico-financeira da 
Cergapa, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,78% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,44%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -0,50%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               2.005.186,69                 2.142.588,00 
6,85%
0,78%
11,07%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    31.457,13                      32.428,13 
3,09%
0,01%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               1.740.210,16                 1.817.399,33 
4,44%
0,44%
9,39%
PROINFA
                  233.519,41                    292.760,54 
25,37%
0,34%
1,51%
ENERGIA COMPRADA 
               5.409.068,56                 6.303.438,64 
16,53%
5,07%
32,58%
Energia  
               5.409.068,56                 6.303.438,64 
16,53%
5,07%
32,58%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               3.128.007,39                 3.039.576,01 
-2,83%
-0,50%
15,71%
Uso do sistema de distribuição
               3.128.007,39                 3.039.576,01 
-2,83%
-0,50%
15,71%
Total de Parcela A
10.542.262,64
            
11.485.602,65
              
8,95%
5,35%
59,37%
Total de Parcela B
7.087.810,43
              
7.861.690,46
                
10,92%
4,39%
40,63%
Variação econômica
9,74%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   441.736,51 
2,51%
Neutralidade Encargos Setoriais
                       1.434,82 
0,01%
Compensação DIC FIC
(42.248,88)
                   
-0,24%
Subvenção CDE
(3.264.076,53)
              
-18,51%
Diferimento Pis Cofins
(441.736,51)
                 
-2,51%
Total Financeiros  
3.304.890,58
-                
-18,75%
Variação econômica e financeira
-9,01%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
16,04%
7,03%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 81 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 5,07% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Cergapa, tarifas essas que variaram em 
média 14,52%. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 40,63% da Receita, resultando 
num efeito de 4,39% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 9,74%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -18,75%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (16,04%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 7,03%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cergapa, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 175.933,33. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.15.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.15.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
40.903,76
            
33.626,46
            
74.530,22
            
Subsidio Distribuição
5.799,64
              
-
                       
5.799,64
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(43,89)
                  
102,94
                 
59,06
                   
Subsidio Rural
(4.669,71)
             
81.282,04
            
76.612,33
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
5.163,19
              
13.768,89
            
18.932,08
            
TOTAL
47.153,00
            
128.780,33
          
175.933,33
          
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Fls. 82 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.15.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.15.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
 
 
 
 
Distribuição
30,4%
Energia
24,3%
Transmissão
11,7%
Encargos 
Setoriais
8,3%
ICMS
25,3%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
25,3%
366,98
366,98
251,82
312,01
335,83
413,43
401,35
449,65
491,34
523,83
545,07
563,88
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cergapa
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 83 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Pleitos Específicos 
 
A permissionária solicitou o diferimento da componente financeira pis cofins em prol da 
modicidade tarifária. O Pleito foi acatado. 
 
 
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Fls. 84 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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TABELA I.16.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 51,41% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 7,62% da variação econômico-financeira da Cergral, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,71% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,40%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -0,53%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 7,44% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Cergral, tarifas essas que variaram em média 
14,29%. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,59% da Receita, resultando 
num efeito de 3,49% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               1.788.398,03                 1.905.861,16 
6,57%
0,71%
10,30%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    40.159,08                      38.903,69 
-3,13%
-0,01%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               1.541.907,16                 1.608.703,96 
4,33%
0,40%
8,69%
PROINFA
                  206.331,79                    258.253,51 
25,16%
0,31%
1,40%
ENERGIA COMPRADA 
               3.648.990,67                 4.888.470,68 
33,97%
7,44%
26,42%
Energia  
               3.648.990,67                 4.888.470,68 
33,97%
7,44%
26,42%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               2.805.579,27                 2.716.966,81 
-3,16%
-0,53%
14,68%
Uso do sistema de distribuição
               2.805.579,27                 2.716.966,81 
-3,16%
-0,53%
14,68%
Total de Parcela A
8.242.967,97
              
9.511.298,65
                
15,39%
7,62%
51,41%
Total de Parcela B
8.409.700,04
              
8.991.000,00
                
6,91%
3,49%
48,59%
Variação econômica
11,11%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   312.633,76 
1,88%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (103.222,64)
-0,62%
Compensação DIC FIC
(38.010,24)
                   
-0,23%
Subvenção CDE
(2.499.952,19)
              
-15,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(107,54)
                        
0,00%
Total Financeiros  
2.641.292,62
-                
-15,86%
Variação econômica e financeira
-4,75%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
12,63%
7,88%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Ao resultado da variação econômica, de 11,11%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -15,86%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (12,63%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 7,88%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cergral, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 25.086,22. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.16.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.16.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   Gráfico I.16.1 – Composição da Receita com Tributos 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
1.951,53
              
-
                       
1.951,53
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
15,23
                   
712,86
                 
728,09
                 
Subsidio Rural
(609,73)
                
21.755,64
            
21.145,91
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
454,37
                 
806,32
                 
1.260,69
              
TOTAL
1.811,40
              
23.274,82
            
25.086,22
            
Custo de 
Distribuição
38,0%
Custo de Energia
20,6%
Custo de 
Trasnmissão
11,5%
Encargos 
Setoriais
8,0%
ICMS
21,8%
PIS/COFINS
0,1%
Impostos
21,9%
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Fls. 86 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.16.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
344,09
344,09
252,56
299,25
336,02
412,58
430,32
464,97
510,26
559,04
605,22
641,27
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cergral
Celesc
IGP_M
IPCA
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I.17. Cejama 
  
 
A Cejama, sediada na cidade de Jacinto Machado - SC, atende cerca de 5 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 26 milhões. Este ano, o contrato estabelece 
que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.17.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 64,99% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam -10,38% da variação econômico-financeira da 
Cejama, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,23% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, a inclusão do ESS/EER, efeito de 
0,65%, devido a migração da permissionária para o mercado livre. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -0,96%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               2.386.665,22                 2.702.705,56 
13,24%
1,23%
12,62%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    41.549,60                      34.929,78 
-15,93%
-0,03%
0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.061.310,03                 2.143.989,97 
4,01%
0,32%
10,01%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      167.658,55 
100,00%
0,65%
0,78%
PROINFA
                  283.805,60                    356.127,27 
25,48%
0,28%
1,66%
ENERGIA COMPRADA 
             10.807.468,10                 8.073.350,34 
-25,30%
-10,66%
37,69%
Energia  
             10.807.468,10                 8.073.350,34 
-25,30%
-10,66%
37,69%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               3.391.646,82                 3.145.735,01 
-7,25%
-0,96%
14,68%
Uso do sistema de distribuição
               3.391.646,82                 3.145.735,01 
-7,25%
-0,96%
14,68%
Total de Parcela A
16.585.780,13
            
13.921.790,91
              
-16,06%
-10,38%
64,99%
Total de Parcela B
9.070.013,12
              
7.500.000,00
                
-17,31%
-6,12%
35,01%
Variação econômica
-16,50%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   712.251,34 
2,78%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (100.772,92)
-0,39%
Subvenção CDE
(3.290.792,30)
              
-12,83%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(0,18)
                            
0,00%
Previsão de Risco Hidrologico
499.004,43
                   
1,94%
Total Financeiros  
2.219.507,94
-                
-8,65%
Variação econômica e financeira
-25,15%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
11,44%
-13,71%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 88 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -10,66% na tarifa vigente, esse impacto é esse impacto é reflexo da 
compra de energia no ACL, tendo a Cejama celebrado contrato com a Matrix 
Comercializadora S.A com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 35,01% da Receita, resultando 
num efeito de -6,12% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -16,50%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -8,65%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (11,44%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em -13,71%.  
 
Sobre os financeiros, destaca-se a inclusão da previsão do risco hidrológico, com impacto de 1,94% 
no efeito médio. Como agente da CCEE a Cejama começa ser responsável diretamente por esse 
custo. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cejama, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 31.562,01. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.17.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.17.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(23,78)
                  
629,13
                 
605,35
                 
Subsidio Rural
(7.730,72)
             
34.109,33
            
26.378,61
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
1.042,30
              
1.711,74
              
2.754,04
              
TOTAL
(4.888,19)
             
36.450,20
            
31.562,01
            
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Fls. 89 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.17.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.17.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
 
Custo de 
Distribuição
27,4%
Custo de Energia
29,5%
Custo de 
Trasnmissão
11,5%
Encargos 
Setoriais
9,9%
ICMS
21,8%
PIS/COFINS
0,0%
Impostos
21,8%
388,16
388,16
279,68
301,51
350,89
436,40
495,02
556,74
563,41
616,29
657,39
548,54
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
 1.050
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cejama
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 90 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.18. Cersul 
  
 
A Cersul, sediada na cidade de Turvo - SC, atende cerca de 17 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 68 milhões. Este ano, o contrato estabelece que 
seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.18.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 54,65% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 6,63% da variação econômico-financeira da Cersul, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,86% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,46%, decorrente do cálculo das cotas anuais 
de CDE para o ano de 2021. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 1,39%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora 
Celesc.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               8.726.182,66                 9.306.263,28 
6,65%
0,86%
12,24%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  146.393,85                    150.353,35 
2,70%
0,01%
0,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               7.547.547,44                 7.860.655,93 
4,15%
0,46%
10,34%
PROINFA
               1.032.241,37                 1.295.253,99 
25,48%
0,39%
1,70%
ENERGIA COMPRADA 
             17.549.474,02               20.523.327,12 
16,95%
4,39%
27,00%
Energia  
             17.549.474,02               20.523.327,12 
16,95%
4,39%
27,00%
TRANSPORTE DE ENERGIA
             10.773.933,03               11.717.893,39 
8,76%
1,39%
15,41%
Uso do sistema de distribuição
             10.773.933,03               11.717.893,39 
8,76%
1,39%
15,41%
Total de Parcela A
37.049.589,71
            
41.547.483,79
              
12,14%
6,63%
54,65%
Total de Parcela B
30.742.664,74
            
34.472.771,62
              
12,13%
5,50%
45,35%
Variação econômica
12,14%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.540.294,05 
2,27%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (103.425,19)
-0,15%
Subvenção CDE
(18.151.717,22)
            
-26,78%
Diferimento Pis Cofins
(1.540.294,05)
              
-2,27%
Total Financeiros  
18.255.142,41
-              
-26,93%
Variação econômica e financeira
-14,79%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
23,81%
9,02%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 91 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 4,39% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Celesc para a Cersul, cuja as tarifas variaram em média 
14,52%. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,35% da Receita, resultando 
num efeito de 5,50% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 12,14%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -26,93%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (23,81%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 9,02%.  
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifário, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cersul, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 176.055,69. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.18.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.18.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
18.394,05
            
-
                       
18.394,05
            
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(417,89)
                
1.361,81
              
943,92
                 
Subsidio Rural
(2.157,10)
             
132.769,62
          
130.612,52
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(199,43)
                
26.304,64
            
26.105,21
            
TOTAL
15.619,63
            
160.436,07
          
176.055,69
          
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Fls. 92 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.18.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora 
Celesc.  
 
 
                       Gráfico I.18.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
De modo a amenizar o impacto para os cooperados de aumento de tarifas acima de 10% neste 
momento de pandemia da Covid, grave crise econômica e sucessivos meses de cobrança de 
Custo de 
Distribuição
35,2%
Custo de Energia
21,0%
Custo de 
Trasnmissão
12,0%
Encargos 
Setoriais
9,5%
ICMS
22,3%
PIS/COFINS
0,0%
Tributos
22,3%
313,55
313,55
208,01
199,54
227,81
293,36
330,82
345,93
375,68
419,84
440,52
466,00
313,80
255,80
255,80
288,68
353,49
444,36
431,42
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
set-17
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cersul
Celesc
IGP_M
IPCA
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Fls. 93 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
. 
              
 
             
bandeira tarifária vermelha, a CERSUL pleiteou o diferimento do Componente Financeiro – 
ressarcimento de PIS/COFINS de 2020 e 2021 em sua totalidade. 
 
Pleito acatado. A SGT reconheceu a formação de um ativo regulatório decorrente do diferimento 
de componente financeiro associado aos custos de energia, no valor de R$ 2.802.146,13 (dois 
milhões, oitocentos e dois mil, cento e quarenta e seis reais e treze centavos), a preço de setembro 
de 2021, o qual deverá ser atualizado pelo IPCA e incorporado ao processo tarifário subsequente. 
 
 
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Número: 48581.001475/2021-00

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Fls. 94 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.19. Codesam  
  
 
A Codesam, sediada na cidade de Benedito Novo - SC, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 20 milhões. Este ano, o contrato de 
permissão estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.  
 
TABELA I.19.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 83,21% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam 9,41% da variação econômico-financeira da 
Codesam, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,93% no presente reajuste tarifário. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -0,22%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras 
CELESC.  
 
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 8,71% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas 
tarifas de suprimento da CELESC para a Codesam. 
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               3.315.041,46                 3.504.266,59 
5,71%
0,93%
15,91%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    20.187,80                      17.298,08 
-14,31%
-0,01%
0,08%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.880.365,29                 2.967.202,82 
3,01%
0,43%
13,47%
PROINFA
                  414.488,36                    519.765,69 
25,40%
0,52%
2,36%
ENERGIA COMPRADA 
             11.129.631,17               12.902.676,99 
15,93%
8,71%
58,57%
Energia  
             11.129.631,17               12.902.676,99 
15,93%
8,71%
58,57%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               1.968.979,83                 1.923.991,51 
-2,28%
-0,22%
8,73%
Uso do sistema de distribuição
               1.968.979,83                 1.923.991,51 
-2,28%
-0,22%
8,73%
Total de Parcela A
16.413.652,46
            
18.330.935,10
              
11,68%
9,41%
83,21%
Total de Parcela B
3.951.124,15
              
3.700.000,00
                
-6,36%
-1,23%
16,79%
Variação econômica
8,18%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   643.874,95 
3,16%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (274.819,31)
-1,35%
Total Financeiros  
369.055,64
                   
1,81%
Variação econômica e financeira
9,99%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
3,45%
13,44%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 95 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 16,79% da Receita, resultando 
num efeito de -1,23% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 8,18%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de 1,81%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (3,45%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em 13,44%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Codesam, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022 , é de R$ 9.174,14. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.19.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.19.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
5.951,66
              
-
                       
5.951,66
              
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
8,73
                     
26,79
                   
35,52
                   
Subsidio Rural
49,87
                   
3.137,10
              
3.186,97
              
TOTAL
6.010,25
              
3.163,89
              
9.174,14
              
Custo de 
Distribuição
12,1%
Custo de Energia
42,1%
Custo de 
Trasnmissão
6,3%
Encargos 
Setoriais
11,4%
ICMS
25,1%
PIS/COFINS
3,0%
Tributos
28,1%
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Fls. 96 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.19.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.  
 
 
                       Gráfico I.19.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
Não há pleito específico. 
 
 
 
360,38
386,85
418,26
463,75
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
 600
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Codesam
CELESC
IGP_M
IPCA
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Fls. 97 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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I.20. Cersad  
  
 
A Cersad, sediada na cidade de Doutor Pedrinho - SC, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 6 milhões. Este ano, o contrato de permissão 
estabelece que seja realizado o Reajuste Tarifário Anual - RTA. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário.  
 
TABELA I.20.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 65,74% da receita econômica da Permissionária. As alterações 
dos custos relativos a essa parcela representam -1,29% da variação econômico-financeira da Cersad, 
com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,40% no presente reajuste tarifário 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de -2,05%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras 
CELESC.  
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
                  612.776,24                    696.382,29 
13,64%
1,40%
12,90%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    11.485,77                        8.037,37 
-30,02%
-0,06%
0,15%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
                  528.468,44                    548.452,23 
3,78%
0,33%
10,16%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                        48.696,04 
100,00%
0,81%
0,90%
PROINFA
                    72.822,03                      91.196,66 
25,23%
0,31%
1,69%
ENERGIA COMPRADA 
               2.138.098,34                 2.100.230,88 
-1,77%
-0,63%
38,89%
Energia  
               2.138.098,34                 2.100.230,88 
-1,77%
-0,63%
38,89%
TRANSPORTE DE ENERGIA
                  876.421,34                    753.335,77 
-14,04%
-2,05%
13,95%
Uso do sistema de distribuição
                  876.421,34                    753.335,77 
-14,04%
-2,05%
13,95%
Total de Parcela A
3.627.295,92
              
3.549.948,93
                
-2,13%
-1,29%
65,74%
Total de Parcela B
2.364.844,84
              
1.850.000,00
                
-21,77%
-8,59%
34,26%
Variação econômica
-9,88%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   148.829,72 
2,48%
Neutralidade Encargos Setoriais
                    (83.511,99)
-1,39%
Compensação DIC FIC
(94.115,61)
                   
-1,57%
Subvenção CDE
(1.128.622,99)
              
-18,84%
Previsão de Risco Hidrologico
115.997,09
                   
1,94%
Diferimento Pis Cofins
(148.829,72)
                 
-2,48%
Total Financeiros  
1.190.253,49
-                
-19,86%
Variação econômica e financeira
-29,74%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
11,98%
-17,76%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Fls. 98 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -0,63% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da compra de 
energia no ACL, tendo a Cersad celebrado contrato com a CERSAD Geração com 
vigência a partir de 1º de janeiro de 2022. 
 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 34,26% da Receita, resultando 
num efeito de -8,59% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de -9,88%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -19,86%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado 
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (11,98%), resultou no efeito médio final 
para o consumidor em -17,76%.  
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cersad, em relação às 
competências entre setembro de 2021 a agosto de 2022, é de R$ 6.664,91. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2020 a agosto de 
2021. A Tabela a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.20.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.20.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Distribuição
2.392,13
              
-
                       
2.392,13
              
Subsidio Rural
23,86
                   
4.141,89
              
4.165,75
              
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(16,33)
                  
123,36
                 
107,03
                 
TOTAL
2.399,66
              
4.265,25
              
6.664,91
              
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Fls. 99 Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005052/2020-10 
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                                   Gráfico I.20.1 – Composição da Receita com Tributos 
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos 
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CELESC.  
 
 
                       Gráfico I.20.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
Custo de 
Distribuição
26,7%
Custo de Energia
30,3%
Custo de 
Trasnmissão
10,9%
Encargos 
Setoriais
10,0%
ICMS
20,5%
PIS/COFINS
1,6%
Tributos
22,1%
520,95
564,18
604,55
472,58
520,49
469,78
505,99
532,24
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
set-18
set-19
set-20
set-21
R$ / MWh
Cersad
CELESC
IGP_M
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