VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004907/2021-76 
 
INTERESSADOS: Companhia Jaguari de Energia (CPFL Santa Cruz) 
 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Companhia Jaguari de Energia (CPFL Santa Cruz), a 
vigorar a partir de 22 de março de 2022. 
 
I. RELATÓRIO 
 
A Companhia Jaguari de Energia (CPFL Santa Cruz)1 é concessionária do serviço 
público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 488 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 1,35 bilhão. 
2. 
Por meio da Resolução Homologatória nº 2.837, de 16 de março de 2021, foi 
aprovada a revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz, com efeito médio de 9,95% (nove 
vírgula noventa e cinco por cento) a ser percebido pelos consumidores. 
3. 
Na Sessão Público Ordinário de 44/2021, realizada em 8 de novembro de 2021, fui 
designada relatora do processo. 
4. 
Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória (MP) n° 1.078 dispôs sobre 
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da 
situação de escassez hídrica. 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 015/1999.

5. 
Por sua vez, o Decreto n° 10.939, de 13 de janeiro de 2022, regulamentou a MP n° 
1.078/2021. 
6. 
Na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022, realizada em 15 de março 
de 2022, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a Conta 
Escassez Hídrica, as operações financeiras, a utilização do encargo tarifário da Conta de 
Desenvolvimento Energético (CDE) para esses fins e os procedimentos correspondentes. 
7. 
Mediante a Carta nº 030/RR/CPFL SANTA CRUZ/20222, de 18 de março de 2022, a 
CPFL Santa Cruz propôs (i) a consideração de item financeiro extraordinário referente a créditos 
fiscais associados ao reconhecimento judicial do excesso de tributo decorrente da indevida 
inclusão do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS e (ii) antecipação da reversão de recursos 
a serem recebidos da Conta Escassez Hídrica. 
8. 
Na mesma data, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou à 
distribuidora e ao Conselho de Consumidores da CPFL Santa Cruz as planilhas de cálculo, 
conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652, de 17 de março de 2015. 
9. 
Por meio da Nota Técnica nº 30/2022-SGT/ANEEL3, de 18 de março de 2022, a SGT 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da concessionária. 
10. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual  da CPFL Santa Cruz conduz a um efeito médio nas 
tarifas a ser percebido pelos consumidores de 8,83%, sendo de 9,81%, em média, para os 
 
 
2 Documento SIC nº 48513.008166/2022-00. 
3 Documento SIC nº 48581.000831/2022-00.

consumidores conectados na Alta Tensão e de 8,22%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
12. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em Alta tensão e Baixa 
Tensão se deve em boa parte pelos custos alocados na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição 
(TUSD), que impactam mais os consumidores da Alta Tensão, como os custos da CDE. 
13. 
O efeito médio de 8,83% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A 
e B, contribuindo para o efeito médio em 8,14% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de -0,31%; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma 
variação de 1,01%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,81%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,22%
Efeito Médio AT+BT
8,83%
6,69%
-2,64%
1,25%
0,14%
2,69%
-0,31%
1,01%
8,83%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
977.651.301
         
977.661.028
         
1.051.112.929
      
7,5%
5,44%
72,0%
Encargos Setoriais
247.766.490
         
247.768.955
         
338.045.315
         
36,4%
6,69%
23,2%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.947.328
              
1.947.347
              
2.091.761
              
7,4%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
162.722.760
         
162.724.379
         
224.677.832
         
38,1%
4,59%
15,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
11.935.048
           
11.935.166
           
13.627.442
           
14,2%
0,13%
0,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
9.344.142,2
          
9.344.235
              
10.506.001
           
12,4%
0,09%
0,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
22.876.097
           
22.876.324
           
33.411.480
           
46,1%
0,78%
2,3%
PROINFA
27.413.021
           
27.413.294
           
41.850.075
           
52,7%
1,07%
2,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
11.528.095
           
11.528.209
           
11.880.724
           
3,1%
0,03%
0,8%
Custos de Transmissão
226.828.724
         
226.830.981
         
191.181.516
         
-15,7%
-2,64%
13,1%
Rede Básica
98.670.942
           
98.671.923
           
92.743.138
           
-6,0%
-0,44%
6,4%
Rede Básica Fronteira
90.767.755
           
90.768.658
           
66.692.823
           
-26,5%
-1,78%
4,6%
Rede Básica ONS (A2)
923.120
                 
923.129
                 
1.017.277
              
10,2%
0,01%
0,1%
MUST Itaipu
11.229.640
           
11.229.752
           
9.767.018
              
-13,0%
-0,11%
0,7%
Transporte de Itaipu
15.198.892
           
15.199.044
           
11.758.814
           
-22,6%
-0,25%
0,8%
Conexão
7.547.768
              
7.547.843
              
6.752.079
              
-10,5%
-0,06%
0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD
2.490.607
              
2.490.632
              
2.450.367
              
-1,6%
0,00%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
496.719.567
         
496.724.509
         
513.608.018
         
3,4%
1,25%
35,2%
Receitas Irrecuperáveis
6.336.519
              
6.336.582
              
827808102%
31%
0,14%
0,6%
PARCELA B
371.497.590
         
371.497.590
         
407.840.353
         
9,8%
2,69%
28,0%
IRT
1.349.148.891
      
1.349.158.618
      
1.458.953.283
      
8,1%
8,14%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(4.246.936)
            
-0,31%
CVA em processamento - Energia
73.997.890
           
5,48%
CVA em processamento - Transporte
7.658.940
              
0,57%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
94.669.946
           
7,02%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.415.880
              
0,10%
Neutralidade de Parcela A- Energia
470.031
                 
0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
5.562.840
              
0,41%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(4.646.352)
            
-0,34%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
619.034
                 
0,05%
Sobrecontratação/exposição de energia
1.860.401
              
0,14%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.358.740
              
0,17%
Previsão de Risco Hidrológico
41.807.348
           
3,10%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
0
                              
0,00%
Ajuste CUSD
24.552
                   
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
7.957
                      
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(37.379.126)
          
-2,77%
Reversão do diferimento tarifário de 2021
49.730.626,84
      
3,69%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(71.995.873)
          
-5,34%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(140.799)
                
-0,01%
Crédito de PIS/COFINS
(102.184.109)
        
-7,57%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(2.539.760)
            
-0,19%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg  - Usina Rio do Peixe 
170.300
                 
0,01%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Usina Paranapanema 
86.602
                   
0,01%
Diferimento de RB - RTA 2022
(49.730.627)
          
-3,69%
Importação julho-agosto/2021 - RTA 2022
(5.658.297)
            
-0,42%
Bônus Redução Voluntária
(10.542.228)
          
-0,78%
Neutralidade do financeiro de Pis/Cofins
129.147,56
           
0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,83%

15. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 72,0% dos 
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 5,44 pontos percentuais 
na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais 
representativos. 
16. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 
6,69%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 4,59%. Também 
contribuíram com esse aumento os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e o Encargo de Energia 
de Reserva (EER), com impacto de 0,78%. Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa 
de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) representou um impacto de 
1,07%. 
17. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -2,64%. Sobre esse 
item, destaca-se a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio 
das Resoluções Homologatórias nº 2.895 e nº 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 
2021, alteradas pela Resolução Homologatória nº 2.959, de 05 de outubro de 2021. 
18. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 1,25%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos Bilaterais, 
com impacto de 1,63%. Por outro lado, ocorreu a redução de montante e do custo unitário da 
energia de Itaipu (impacto de -2,63%), em função, principalmente, da redução da tarifa de 
repasse estabelecida na Resolução Homologatória nº 3.007/2021, US$ 24,73, em relação àquela 
indicada na Resolução Homologatória nº 2.812/2020, US$ 28,07.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
19. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 28,0% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,69% do total do 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
20. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre março 
de 2021 e fevereiro de 2022 do IPCA, de 10,54%, subtraída do Fator X, de -0,06%, o que totaliza 
10,60%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos 
(ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD). 
21. 
No cálculo do Fator X de -0,06%, foi considerado o componente T em -0,09%, 
definido na Revisão Tarifária Periódica de 2021, enquanto o componente Q na atualização da 
Parcela B foi de -0,91% e o componente Pd foi de 0,94%. 
1,25%
0,46%
0,26%
0,34%
0,74%
0,40%
-2,63%
1,63%
0,06%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

22. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período 
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -0,31% no atual reajuste da CPFL Santa Cruz. 
23. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 7,02%, referente ao custo de ESS por Segurança Energética decorrente do 
despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021. 
24. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste 
de 5,48%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas à 
insuficiência de geração hidrelétrica (risco hidrológico) dos CCGF, dos CCEAR-Q repactuados e de 
Itaipu; e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade decorrentes do cenário de CMO elevado em 
alguns meses de 2021. 
 
 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos 
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
25. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e 
pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as 
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria 
neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por 
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. 
26. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário conforme descrito 
abaixo: 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
73.997.890
         
5,5%
CVA em processamento - Transporte
7.658.940
           
0,6%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
94.669.946
         
7,0%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.415.880
           
0,1%
Neutralidade de Parcela A- Energia
470.031
              
0,0%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
5.562.840
           
0,4%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(4.646.352)
          
-0,3%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
619.034
              
0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia
1.860.401
           
0,1%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.358.740
           
0,2%
Previsão de Risco Hidrológico
41.807.348
         
3,1%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
0
                           
0,0%
Ajuste CUSD
24.552
                 
0,0%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
7.957
                   
0,0%
Reversão do Risco Hidrológico
(37.379.126)
       
-2,8%
Reversão do diferimento tarifário de 2021
49.730.627
         
3,7%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(71.995.873)
       
-5,3%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(140.799)
             
0,0%
Crédito de PIS/COFINS
(102.184.109)
     
-7,6%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(2.539.760)
          
-0,2%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg  - Usina Rio do Peixe 
170.300
              
0,0%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Usina Paranapanema 
86.602
                 
0,0%
Diferimento de RB - RTA 2022
(49.730.627)
       
-3,7%
Importação julho-agosto/2021 - RTA 2022
(5.658.297)
          
-0,4%
Bônus Redução Voluntária
(10.542.228)
       
-0,8%
Neutralidade do financeiro de Pis/Cofins
129.147,56
         
0,0%
Total
(4.246.936)
          
-0,31%

a) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009): 
27. 
Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à 
modicidade tarifária, associados às Resoluções Normativas em apreço.  
 
28. 
Cuida-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos 
encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no 
artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos 
consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010; e (iii) às 
multas aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, 
do Contratos de Compra de Energia Regulada (“CCER”), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 
2009. O valor informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro de 2021 representa 
aproximadamente R$ 2,5 milhões, impactando o efeito em -0,19%. Vale ressaltar que o valores 
informados pela concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual 
adequação nos próximos processos tarifários. 
 
 b) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica: 
29. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante 
a Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, 
com aplicação de setembro de 2021 a abril de 2022. 
 
30. 
A Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as 
tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os 
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
 
31. 
Destaca-se que a consideração desse componente financeiro é necessária para 
compatibilizar a aplicação da Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.

32. 
Esse componente financeiro tem o valor de cerca de R$ 72 milhões, com impacto 
de -5,34% no efeito médio do reajuste. 
 
  c) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial: 
33. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência 
sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em 
Consulta Pública nº 05/2021.  
34. 
No entanto, a CPFL Santa Cruz, por meio da Carta nº 030/RR/CPFL SANTA 
CRUZ/2022, solicitou que seja considerada a reversão do valor R$ 102.184.109,00, sendo R$ 
46.321.702,00, correspondente ao valor parcial dos créditos recuperados e efetivamente 
aproveitados pela Distribuidora entre março de 2021 e fevereiro de 2022 e R$ 55.862.407, 
correspondente ao valor parcial de créditos fiscais a serem aproveitados pela Distribuidora entre 
março de 2022 e fevereiro de 2023. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário 
em -7,6%. 
 
 d) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
35. 
De acordo com as regras previstas na Resolução Normativa nº 1.008/202, nos 
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente Resolução Normativa e 
a efetiva transferência dos valores previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada 
antecipação da reversão dos valores a serem recebidos do empréstimo, na forma de um 
componente financeiro negativo. 
 
36. 
A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os 
seguintes itens: (i)  Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras 
Tarifárias para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária 
do Consumo de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG; 
(iii) Importação de energia referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv)

Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos 
aplicados no processo tarifário anterior à liberação dos recursos da operação financeira). 
 
37. 
A concessionária, por meio da Carta nº 030/RR/CPFL SANTA CRUZ/2022, 
encaminhou propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, com Parcela de 
custos associados: (i) ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia 
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG, no valor de R$ 
10.542.228,37, resultante da contabilização da competência de janeiro de 2022 da Câmara de 
Comercialização de Energia elétrica – CCEE; (ii) à importação de energia em decisão homologada 
pela CREG referente às competências de julho e agosto de 2021, no valor de RS 5.658.297,00; e 
(iii) ao diferimento da Revisão Tarifária Periódica de março de 2021 (RTP/2021), de que trata o § 
1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, no valor de R$ 49.730.626,84, representando redução de 
efeitos de -0,78%, -0,42% e -3,69%, respectivamente. 
 
38. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem5 e com tributos 6), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de 
energia elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de 
transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
 
 
 
5 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
6 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor 
faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de Erro! Fonte de referência não encontrada. 
para o ICMS e de Erro! Fonte de referência não encontrada. para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 
Erro! Fonte de referência não encontrada. por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado 
na legislação pertinente, o que representa a majoração de Erro! Fonte de referência não encontrada. (por fora) 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
39. 
No gráfico a seguir são apresentadas a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (42,10%) e as variações do IGP-M (140,76%) e do IPCA 
(80,77%) no mesmo período. 
Custo de 
Distribuição
28,0%
Custo de 
Energia
35,2%
Custo de 
Transporte
13,1%
Encargos 
Setoriais
23,2%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,6%
Custo de       
Distribuição; 
21,7%
Custo de            
Energia; 
27,4%
Custo de     
Transmissão
; 10,2%
Encargos          
Setoriais; 
18,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,4%
ICMS; 
18,4%
PIS/COFINS; 3,8%
Tributos; 
22,2%

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
40. 
Por fim, a Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à 
distribuidora no período de competência de março/2022 a fevereiro/2023, até o 10º dia útil do 
mês subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores 
previstos e realizados no período de março/2021 a fevereiro/2022.  
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
551.197
           
3.786.274
        
4.337.471
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
44.394
             
296.249
           
340.643
           
Subsídio Distribuição
69.129
             
49.345
             
118.475
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
3.182
                
146.862
           
150.044
           
Subsídio Rural
(120.316)
          
792.655
           
672.339
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
80.241
             
809.355
           
889.596
           
Total
627.827
           
5.880.740
        
6.508.567
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 551.197 3 .786.274 4 .337.471
Subsídio Geração Fonte Incentivada 44.394 296.249 340.643
Subsídio Distribuição 69.129 49.345 118.475
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 3 .182 146.862 150.044
Subsídio Rural ( 120.316) 792.655 672.339
Subsídio Irrigante/Aquicultor 80.241 809.355 889.596  
Total 627.827 5 .880.740 6 .508.567  

III. DIREITO 
41. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei 
nº 9.427, de 26 de dezembro 1996; ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; iii) Lei nº 12.111, de 
9 de dezembro de 2009; e vi) e Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de 
Energia Elétrica nº 015/1999-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
42. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004907/2021-
76, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CPFL Santa 
Cruz, a vigorar a partir de 22 de março de 2022, que conduz ao efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 8,83%, sendo 9,81% para os 
consumidores em alta tensão e 8,22% para os consumidores em baixa tensão; 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Tarifas de 
Energia Elétrica (TE) aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Santa 
Cruz; 
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DITs) de uso exclusivo; 
d) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético (CDE) a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica (CCEE) à CPFL Santa Cruz, de modo a custear os descontos retirados 
da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 22 de março de 2022. 
 
(Assinado digitalmente)

ELISA BASTOS SILVA 
Diretora