22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 21/06/2022 
 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004903/2021-98 
 
INTERESSADOS: COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A, a vigorar a 
partir de 24 de junho de 2022. 
I. RELATÓRIO 
 
A COPEL é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica e 
atende cerca de 5 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa faturamento anual da ordem de R$ 12 bilhões. 
2. 
Em 22 de junho de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da COPEL, 
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.886/2021, onde as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 9,89%. 
3. 
Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública 
Ordinária da Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações 
financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 
4. 
Em 25 de abril de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 16/2022, o 
Processo foi a mim distribuído. 
5. 
Em 07 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei n. 
1.280/2022, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores

relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O 
Projeto de Lei, encaminhado para sanção em 08 de junho de 2022. 
6. 
A COPEL, por meio da Carta REC-DIS-727/2022, solicitou que fosse considerada a 
reversão do valor de R$ 1.593.100.425,47, antecipando-se à conclusão da Consulta Pública nº 
005/2021 e à sanção do projeto de Lei n. 1.280/2022, decorrente de êxito da ação judicial movida 
pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS 
nas contas de energia. 
7. 
Em 20 de junho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio 
da Nota Técnica nº 90/2022-SGT/ANEEL1, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA 
de 2022 da Concessionária, sendo que o cálculo em questão considera a proposta de 
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, disposta na 
Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL2, do mesmo dia. 
8. 
Em 20 de junho de 2022, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao 
Conselho de Consumidores da COPEL as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015. 
9. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada 
na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de 
agosto de 2021, e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte 
inicial associado ao processo de capitalização da Eletrobrás3, esta Diretoria Colegiada decidiu 
anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário denominado CDE 
Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.  
10. 
É o Relatório. 
 
 
1 Documento SIC nº 48581.001705/2022-00 
2 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00 
3 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

II. FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COPEL conduz a um efeito médio nas tarifas a 
ser percebido pelos consumidores de 4,90%, sendo de 9,32%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 2,68%, 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. 
O efeito médio de 4,90% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A 
e B, contribuindo para o efeito médio em 8,18% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de -3,04%; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma 
variação de -0,24%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,32%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
2,68%
Efeito Médio AT+BT
4,90%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
13. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da 
modalidade tarifária a qual pertence.  
14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
5,05%
-0,83%
0,59%
0,22%
3,14%
-3,04%
-0,24%
4,90%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
15. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 74,6% dos 
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 5,03% pontos 
percentuais na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens 
mais representativos. 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
9.082.315.765
      
9.082.870.033
      
9.687.711.394
       
6,7%
5,03%
74,6%
Encargos Setoriais
2.518.289.251
      
2.518.442.935
      
3.125.038.773
       
24,1%
5,05%
24,0%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.236.586
           
13.237.394
           
14.940.053
             
12,9%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
1.572.606.565
      
1.572.702.537
      
2.321.875.056
       
47,6%
6,24%
17,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
188.000.512
         
188.011.985
         
181.044.787
           
-3,7%
-0,06%
1,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
164.156.153,1
      
164.166.171
         
167.342.130
           
1,9%
0,03%
1,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE ( Eletrobrás)
-
                          
-
                          
(318.060.000)
         
-
-2,65%
-2,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
208.256.090
         
208.268.800
         
240.719.415
           
15,6%
0,27%
1,9%
PROINFA
271.436.793
         
271.453.358
         
418.076.592
           
54,0%
1,22%
3,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
100.596.551
         
100.602.690
         
99.100.741
             
-1,5%
-0,01%
0,8%
Custos de Transmissão
1.584.362.456
      
1.584.459.145
      
1.484.768.701
       
-6,3%
-0,83%
11,4%
Rede Básica
966.940.266
         
966.999.276
         
955.204.163
           
-1,2%
-0,10%
7,4%
Rede Básica Fronteira
281.158.531
         
281.175.690
         
252.539.564
           
-10,2%
-0,24%
1,9%
Rede Básica ONS (A2)
1.984.269
              
1.984.390
              
2.447.764
               
23,4%
0,00%
0,0%
MUST Itaipu
111.997.880
         
112.004.715
         
96.355.802
             
-14,0%
-0,13%
0,7%
Transporte de Itaipu
150.726.496
         
150.735.694
         
115.954.636
           
-23,1%
-0,29%
0,9%
Conexão
71.555.012
           
71.559.379
           
62.266.772
             
-13,0%
-0,08%
0,5%
Custos de Aquisição de Energia
4.913.771.360
      
4.914.071.234
      
4.985.121.405
       
1,4%
0,59%
38,4%
Receitas Irrecuperáveis
65.892.698
           
65.896.719
           
9278251418%
41%
0,22%
0,7%
PARCELA B
2.929.905.973
      
2.929.905.973
      
3.307.161.057
       
12,9%
3,14%
25,4%
IRT
12.012.221.737
   
12.012.776.006
   
12.994.872.450
     
8,2%
8,18%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(365.275.271)
         
-3,04%
CVA em processamento - Energia
548.741.281
           
4,57%
CVA em processamento - Transporte
(13.521.584)
            
-0,11%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
973.172.785
           
8,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
5.854.786
               
0,05%
Neutralidade de Parcela A- Energia
7.921.270
               
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
113.828.406
           
0,95%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(49.260.052)
            
-0,41%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
9.466.000
               
0,08%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
35.333
                     
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(192.098.610)
         
-1,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.045.013
               
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
354.595.081
           
2,95%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
246.752.940
           
2,05%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(386.754)
                 
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(642.819.062)
         
-5,35%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
4.737.752,78
-          
-0,04%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
650.537,95
-             
-0,01%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
3.697.888,94
-          
-0,03%
Crédito de PIS/COFINS
1.593.100.425,47
-  
-13,26%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS
9.808.101,54
          
0,08%
Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021
46.075.179,60
-       
-0,38%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
102.061.326,48
-     
-0,85%
Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
12.013.505,62
       
0,10%
Ajuste financeiro da Parcela B
100.600,04
-             
0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,24%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
4,90%
Processo Anterior Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 9 .082.315.765 9 .082.870.033 9.687.711.394 6,7% 5,03% 74,6%  
Encargos Setoriais 2 .518.289.251 2 .518.442.935 3.125.038.773 24,1% 5,05% 24,0%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 3.236.586 1 3.237.394 1 4.940.053 12,9% 0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 .572.606.565 1 .572.702.537 2 .321.875.056 47,6% 6,24% 17,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 1 88.000.512 1 88.011.985 1 81.044.787 -3,7% -0,06% 1,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 1 64.156.153,1 1 64.166.171 1 67.342.130 1,9% 0,03% 1,3%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE ( Eletrobrás) - - ( 318.060.000) - -2,65% -2,4%  
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 08.256.090 2 08.268.800 2 40.719.415 15,6% 0,27% 1,9%
PROINFA 2 71.436.793 2 71.453.358 4 18.076.592 54,0% 1,22% 3,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 00.596.551 1 00.602.690 9 9.100.741 -1,5% -0,01% 0,8%  
Custos de Transmissão 1 .584.362.456 1 .584.459.145 1 .484.768.701 -6,3% -0,83% 11,4%  
Rede Básica 9 66.940.266 9 66.999.276 9 55.204.163 -1,2% -0,10% 7,4%
Rede Básica Fronteira 2 81.158.531 2 81.175.690 2 52.539.564 -10,2% -0,24% 1,9%
Rede Básica ONS (A2) 1 .984.269 1 .984.390 2 .447.764 23,4% 0,00% 0,0%
MUST Itaipu 1 11.997.880 1 12.004.715 9 6.355.802 -14,0% -0,13% 0,7%
Transporte de Itaipu 1 50.726.496 1 50.735.694 1 15.954.636 -23,1% -0,29% 0,9%
Conexão 7 1.555.012 7 1.559.379 6 2.266.772 -13,0% -0,08% 0,5%  
Custos de Aquisição de Energia 4 .913.771.360 4 .914.071.234 4 .985.121.405 1,4% 0,59% 38,4%  
Receitas Irrecuperáveis 6 5.892.698 6 5.896.719 9278251418% 41% 0,22% 0,7%  
PARCELA B 2 .929.905.973 2 .929.905.973 3.307.161.057 12,9% 3,14% 25,4%  
IRT 12.012.221.737 12.012.776.006 12.994.872.450 8,2% 8,18% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (365.275.271) -3,04%  
CVA em processamento - Energia 5 48.741.281 4,57%
CVA em processamento - Transporte ( 13.521.584) -0,11%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 9 73.172.785 8,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 5 .854.786 0,05%
Neutralidade de Parcela A- Energia 7 .921.270 0,07%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 1 13.828.406 0,95%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 49.260.052) -0,41%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 9 .466.000 0,08%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid 3 5.333 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 192.098.610) -1,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .045.013 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 3 54.595.081 2,95%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 2 46.752.940 2,05%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 386.754) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 642.819.062) -5,35%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) - 4 .737.752,78 -0,04%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 - 6 50.537,95 -0,01%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) - 3 .697.888,94 -0,03%
Crédito de PIS/COFINS - 1 .593.100.425,47 -13,26%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS 9 .808.101,54 0,08%
Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021 - 4 6.075.179,60 -0,38%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária - 1 02.061.326,48 -0,85%
Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 1 2.013.505,62 0,10%
Ajuste financeiro da Parcela B - 1 00.600,04 0,00%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,24%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,90%  

16. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 
5,05%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 6,24%. 
Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 1,22%. 
17. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,65% associada à 
nova CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota 
Técnica 92/2021-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada. 
18. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -0,83%. Sobre esse 
item, destaca-se a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio 
das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 
2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 05 de outubro de 2021.  
19. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 0,59%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra 
no Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 1,43%. Em contrapartida, a redução dos custos 
com o contrato de Itaipu provocou uma redução de -2,59% nos custos de energia, essa variação 
é resultado da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na 
REH nº 3007, de 23 de dezembro de 2021, e da redução   da cotação do dólar em relação àquela 
considerada no último processo tarifário.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
20. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 25,4% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,14% do total do 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
21. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho 
de 2021 e maio de 2022 do IPCA, de 11,73%, subtraída do Fator X, de -0,75%, além do abatimento 
dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de 
Demanda (UD). 
22. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem4 e com tributos 5), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de 
 
 
4 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. 
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 26,6% para o ICMS e de 4,7% para o PIS/COFINS incidentes sobre a 
fatura (total de 31,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que 
representa a majoração de 45,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
0,59%
-0,02%
0,87%
0,58%
0,54%
0,75%
0,41%
-2,59%
0,05%
Total
 CCEAR-DSP
Existente
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Proinfa

energia elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de 
transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais. 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
23. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período 
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -3,04% no atual reajuste da COPEL, conforme 
indicado na Tabela 3. 
 
 
6 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos 
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
25,4%
Custo de 
Energia
38,4%
Custo de 
Transporte
11,4%
Encargos 
Setoriais
24,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,7%
Custo de       
Distribuição; 
17,5%
Custo de            
Energia; 
26,3%
Custo de     
Transmissão
; 7,8%
Encargos          
Setoriais; 
16,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,5%
ICMS; 
26,6%
PIS/COFINS; 
4,7%
Tributos; 
31,3%

24. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 8,1%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao 
longo de 2021. 
25. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste 
de 4,6%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas ao risco 
hidrológico dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade 
decorrente do cenário de CMO elevado em alguns meses de 2021. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
26. 
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 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
548.741.281
      
4,6%
CVA em processamento - Transporte
(13.521.584)
       
-0,1%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
973.172.785
      
8,1%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
5.854.786
           
0,0%
Neutralidade de Parcela A- Energia
7.921.270
           
0,1%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
113.828.406
      
0,9%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(49.260.052)
       
-0,4%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
9.466.000
           
0,1%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
35.333
                 
0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia
(192.098.610)
     
-1,6%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.045.013
           
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
354.595.081
      
3,0%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
246.752.940
      
2,1%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(386.754)
             
0,0%
Reversão do Risco Hidrológico
(642.819.062)
     
-5,4%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(4.737.753)
          
0,0%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(650.538)
             
0,0%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(3.697.889)
          
0,0%
Crédito de PIS/COFINS
(1.593.100.425)
  
-13,3%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS
9.808.102
           
0,1%
Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021
(46.075.180)
       
-0,4%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(102.061.326)
     
-0,8%
Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021
12.013.506
         
0,1%
Ajuste financeiro da Parcela B
(100.600)
             
0,0%
Total
(365.275.271)
     
-3,04%

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. 
27. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão 
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 90/2022-SGT/ANEEL: 
       
       a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
28. 
Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da 
Medida Provisória n° 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear 
medidas de combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi 
aprovada a partir da Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022. 
29. 
O Despacho n° 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para 
fixar os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos 
solicitados nos Termos de Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022. À COPEL foram 
repassados R$ 148.136.506,08, valor que foi considerado como componente financeiro para 
atenuar o efeito do atual processo tarifário em -1,23% 
b) Projeto de Lei 1.280/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
30. 
Em 07/06/2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei n. 
1.280/2022, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores 
relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O 
Projeto de Lei, encaminhado para sanção em 08/06/2022, prevê a devolução da integralidade 
dos valores requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.  
31. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca dessas ações judiciais que questionam a

incidência sobre ICMS já era o tema em Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 
361/2021, em situações excepcionais, autorizava o uso antecipado à conclusão da referida 
Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado à respectiva 
ação judicial. 
32. 
A COPEL, por meio da Carta REC-DIS-727/2022, solicitou que fosse considerada a 
reversão do valor de R$ 1.593.100.425,47, antecipando-se à conclusão da Consulta Pública nº 
005/2021 e à sanção do projeto de Lei n. 1.280/2022, decorrente de êxito da ação judicial movida 
pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS 
nas contas de energia. 
Efeito das Bandeiras Tarifárias 
33. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos 
adicionais das bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no 
período contribuiu para que a tarifa da COPEL não sofresse aumento adicional médio de 14,80%. 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
34. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de junho/2022 a maio/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 junho/2021 a maio/2022.  
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.893.694
        
31.573.212
     
35.466.906
     
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
88.291
             
966.069
           
1.054.360
        
Subsídio Rural
(746.862)
          
5.984.960
        
5.238.098
        
Total
3.235.123
        
38.524.240
     
41.759.364
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 3 .893.694 31.573.212 35.466.906
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 88.291 966.069 1 .054.360
Subsídio Rural ( 746.862) 5 .984.960 5 .238.098  
Total 3 .235.123 38.524.240 41.759.364  

IV. DIREITO 
35. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; e vi) e 
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 046/1999-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
36. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004903/2021-
98, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COPEL, a 
vigorar a partir de 24 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 4,90%, sendo 9,32% para os consumidores 
em alta tensão e 2,68% 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 COPEL; 
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 COPEL, de modo a custear os descontos retirados da 
estrutura tarifária; 
 
Brasília, 21 de junho de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor