* 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 93/2021-SGT/ANEEL  
 
 
Em, 19 de maio de 2021 
 
 
 
Processo: 48500.005053/2020-64. 
 
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 29 de 
maio 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 29 de maio 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, pela 
permissionária, 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, 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. 
As permissionárias com aniversário contratual em 29 de maio de 2021 seguem 
metodologia estabelecida pelo PRORET 8.4. A Tabela 1 detalha as informações das permissionárias. 
 
 
 
 
 
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Processo nº 48500.005053/2020-64 
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Tabela 1. Permissionárias com data de aniversário contratual em 29 de maio de 2021 
 
 
5. 
Em 17/05/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes 1  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 
 
6. 
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.  
 
7. 
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 
tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos 12 meses subsequentes ao reajuste 
tarifário em processamento.  
 
8. 
De acordo com os contratos de permissão das permissionárias em questão serão 
submetidas ao processo de Reajuste Tarifário Anual. 
 
9. 
Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 29 
de maio de 2021 conduziram ao seguinte resultado: 
 
 
 
1 Documentos Sic: 48581.000791/2021-00, 48581.000792/2021-00, 48581.000793/2021-00 e 48581.000794/2021-00. 
Sigla
Permissionária
Número do 
Contrato
Tipo de Processo 
Tarifário
Metodologia
Carta
Cercos
Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural Centro Sul de Sergipe Ltda
09/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
8.4
Ofício nº 15/2021,de 29 e abril de 2021
Cerpro
Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de Promissão
07/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
8.4
Ofício 003/2021, de 28/04/2021
CERRP
Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de São José do Rio Preto
13/2008
Reajuste 
Tarifário Anual
8.4
Ofício 077/2021-CERRP, de 28/04/2021
Cemirim
Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento da Região de Mogi Mirim - CEMIRIM
001/2019
Reajuste 
Tarifário Anual
8.4
Ofício DD 77/2021, de 28 de abril de 2021
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Número: 48581.000804/2021-00
Sigla  Permissionária  Número do
Contrato  Tipo de Processo
Tarifário  Metodologia  Carta
Cercos  Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural Centro Sul de Sergipe Ltda  09/2008  Reajuste
Tarifário Anual  8.4  Ofício nº 15/2021,de 29 e abril de 2021
Cerpro  Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de Promissão  07/2008  Reajuste
Tarifário Anual  8.4  Ofício 003/2021, de 28/04/2021
CERRP  Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de São José do Rio Preto  13/2008  Reajuste
Tarifário Anual  8.4  Ofício 077/2021-CERRP, de 28/04/2021
Cemirim  Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento da Região de Mogi Mirim - CEMIRIM  001/2019  Reajuste
Tarifário Anual  8.4  Ofício DD 77/2021, de 28 de abril de 2021
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Tabela 2. Efeito Médio Para o Consumidor Cativo 
 
 
10. 
Destaca-se a diferença entre os efeitos para o Baixa tensão e para o Alta tensão da 
Cerpro, essa diferença decorre da retirada de desconto dos consumidores rurais os quais são 
majoritariamente conectados na baixa tensão. 
  
11. 
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. 
  
12. 
A Tabela 3 mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio. 
 
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Cercos
4,52%
3,18%
3,21%
Cerpro
3,20%
11,30%
5,71%
CERRP
9,54%
9,04%
9,21%
Cemirim
9,34%
9,13%
9,22%
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Tabela 3. Itens de custo que conduziram ao efeito médio   
 
 
13. 
A variação nos custos de compra de energia das permissionárias foi motivada pelas 
novas tarifas de suprimento. 
 
14. 
Especificamente na Cemirim, foi considerado o contrato de compra energia com 
Cemig GT que estará vigente a partir de janeiro 2022, que permitiu uma redução no Preço médio 
de compra de energia de 283,15 para 234,23 R$/MWh e a redução do desconto da tarifa de 
suprimento passando de 16,03% para 0%. 
 
15. 
O Gráfico 1 mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da Receita 
das permissionárias. 
 
Itens de Custo
Cemirim
Cercos
Cerpro
CERRP
Encargos Setoriais
1,57%
0,52%
0,97%
0,67%
CDE
0,47%
0,34%
0,45%
0,36%
ESS/EER
0,68%
0,00%
0,00%
0,00%
Proinfa
0,41%
0,19%
0,52%
0,30%
TFSEE
0,02%
-0,01%
0,00%
0,01%
Transporte
1,19%
1,93%
3,12%
1,77%
Rede Básica
0,77%
0,00%
0,00%
0,00%
Rede Básica Fronteira
0,12%
0,00%
0,00%
0,00%
Uso do sistema de distribuição
0,30%
1,93%
3,12%
1,77%
Compra de Energia
-1,16%
0,96%
0,45%
2,58%
Parcela A
1,60%
3,41%
4,54%
5,02%
Parcela B
-0,13%
-3,24%
-1,02%
-0,37%
Total Econômico
1,47%
0,17%
3,52%
4,65%
Repasse de PIS COFINS
2,83%
2,11%
2,04%
3,08%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,83%
-0,03%
-1,09%
-0,64%
Compensação DIC FIC
-0,08%
-0,05%
-0,35%
-0,03%
Subvenção Baixa Densidade de Carga
-10,76%
-11,21%
-7,26%
-9,51%
Ajuste CUST RB - PIS/COFINS
2,01%
0,00%
0,00%
0,00%
Previsão Risco Hidrológico
1,25%
0,00%
0,00%
0,00%
Postergação Conta Covid
0,62%
-0,23%
0,03%
0,61%
Efeito COVID da Supridora
0,00%
0,00%
0,00%
-0,69%
Total Financeiro
-4,96%
-9,40%
-6,63%
-7,17%
Retirada dos Finan. do Ano Anterior e alteração 
dos descontos na tarifa.
12,71%
12,44%
8,82%
11,73%
Efeito Médio
9,22%
3,21%
5,71%
9,21%
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Gráfico 1. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida 
 
 
 
16. 
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 
 
 
33,4%
14,9%
40,4%
44,0%
14,2%
24,0%
14,3%
11,7%
3,5%
16,9%
10,2%
14,8%
48,8%
44,1%
35,1%
29,5%
Cercos
Cerpro
CERRP
Cemirim
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
32,8%
11,6%
33,0%
37,5%
14,0%
18,7%
11,7%
10,0%
3,5%
13,2%
8,4%
12,6%
48,0%
34,3%
28,7%
25,1%
0,3%
1,0%
2,1%
0,0%
Cercos
Cerpro
CERRP
Cemirim
Custo de Energia
Custo de Transmissão
Encargos Setoriais
Custo de Distribuição
PIS/COFINS
ICMS
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17. 
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  
 
18. 
O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias, 
ora em análise, é de maio de 2020 a abril de 2021. 
 
 
III.1.2 Receita de Referência (RA) 
 
19. 
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 
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.  
 
761,28 
613,14 
678,01 
536,98 
580,44 
595,66 
595,66 
595,66 
Cercos (Energisa SE)
Cerpro (CPFL Paulista)
CERRP (CPFL Paulista)
Cemirim (CPFL Paulista)
B1-Permissionária
B1- Supridora
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Tabela 4 - Receita de Referência 
 
 
III.1.3. Encargos Setoriais   
 
20. 
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;  
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.  
 
21. 
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. 
 
22. 
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).  
 
23. 
Os ESS e EER ocorrem para as empresas que possuem contratos de energia no ACL, no 
caso em questão para a Cemirim.  
 
24. 
A tabela 5 a seguir mostra os encargos setoriais considerados nos cálculos tarifários: 
 
 
 
2 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: PRORET Submodulo 5.5. 
  - CDE: Resolução Homologatória no 2.864/2021. 
  - Proinfa: Resolução Homologatória n° 2.815/2020. 
Permissionária
Fornecimento 
(MWh)
Consum. 
Livres
Energia Total 
(MWh)
Receita (R$)
Número de 
Consumidores
Cercos
10.718
                       
-
         
10.718
         
8.255.423,05
          
6.073
                 
Cerpro
10.894
                       
43.427
  
54.322
         
19.793.251,47
        
1.879
                 
CERRP
66.694
                       
4.107
    
70.800
         
44.463.071,29
        
11.690
              
Cemirim
146.462
                     
28.264
  
174.726
      
80.289.943,57
        
10.722
              
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8.255.423,05
1 9.793.251,47
4 4.463.071,29
8 0.289.943,57
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Tabela 5 – Encargos Setoriais 
 
 
 
III.1.4. Compra de Energia 
 
25. 
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. 
 
26. 
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 a seguir 
mostra o cálculo da energia requerida. 
 
Tabela 6 – Energia Requerida 
 
* perdas não técnicas incidem somente sobre o mercado de baixa tensão. 
 
27. 
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 – 
 
 
3 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do PRORET. 
Permissionária
TFSEE
CDE
ESS/EER
PROINFA
Encargo Total
Cercos
 16.914,62
 196.106,30
 -
 80.404,59
 293.425,52
Cerpro
 48.628,48
 2.909.045,88
 -
 506.096,84
 3.463.771,19
CERRP
 82.349,02
 4.019.276,11
 -
 655.864,90
 4.757.490,02
Cemirim
 128.497,62
 9.769.730,56
 546.142,74
 1.620.554,02
 12.064.924,95
Permissionária
Fornecimento + 
Suprimento 
(MWh)
Perdas 
Regulatórias 
(%)
Perdas 
Regulatórias 
(MWh)
Energia 
Requerida 
(MWh)
Cercos
 10.718,42
11,80%
 1.433,83
 12.152,25
Cerpro
 10.894,42
3,48%
 392,80
 11.287,21
CERRP
 66.693,58
7,44%
 5.360,48
 72.054,05
Cemirim
 146.462,03
4,32%
 6.614,65
 153.076,68
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Número: 48581.000804/2021-00
Permissionária TFSEE CDE ESS/EER PROINFA Encargo Total  
  293.425,52
  3.463.771,19
  4.757.490,02
  12.064.924,95
Fornecimento + Perdas Perdas Energia
Permissionária Suprimento Regulatórias Regulatórias Requerida
(MWh) (%) (MWh) (MWh)  
  12.152,25
  11.287,21
  72.054,05
  153.076,68
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Fls. 9 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
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CCGF (Lei 12.783/2013) nos casos 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). 
 
28. 
Relata-se sobre a alteração contratual realizada pela Cemirim. A permissionária 
comprou energia, por meio de chamada pública, da CEMIG GT com início de vigência a partir de 
01/01/2022, conforme tabela abaixo5. 
Tabela 8 – Compra de Energia Cemirim 
 
*Preço atualizado a janeiro/2022, conforme contrato. 
 
29. 
A Tabela a seguir resume a compra de energia para as permissionárias, considerando 
o montante com glosa. 
 
30. 
A tabela 7 resume o cálculo dos custos de energia. 
 
Tabela 7. Custos com Compra de Energia 
 
 
31. 
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, serão 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%. 
 
32. 
A tabela 8 elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de energia.  
 
 
 
 
 
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. 
5 Conforme Memorando 76/2021-SRM/ANEEL, de 04/05/2021. SIC:48580.0000301/2021-00 
Permissionária
Vendedor
Montante
Preço
Despacho Aneel
Cemirim
Cemig GT
34.560
                
166,55
    
457/2021
Permissionária
Angra
CCGF
Proinfa (MWh)
Leilão de 
compras
Suprimento (MWh) Compra de Energia 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Despesa (R$)
Cercos
 152,79
 11.999,46
 12.152,25
 227,21
 2.761.074,60
Cerpro
 922,87
 10.364,34
 11.287,21
 271,32
 3.062.456,38
CERRP
 1.251,16
 70.802,90
 72.054,05
 260,60
 18.777.364,21
Cemirim
2.105,95
        
15.447,29
                  
 3.024,98
 34.078,56
 98.419,89
 153.076,68
 234,23
 35.855.495,32
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Número: 48581.000804/2021-00
Permissionária Vendedor Montante Preço Despacho Aneel
Cemirim Cemig GT 3 4.560 166,55 457/2021
Leilão de Compra de Energia Tarifa Média
Permissionária Angra CCGF Proinfa (MWh) Suprimento (MWh) Despesa (R$)
compras (MWh) (R$/MWh)      
  12.152,25  227,21  2.761.074,60
  11.287,21  271,32  3.062.456,38
  72.054,05  260,60  18.777.364,21
  153.076,68  234,23  35.855.495,32
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Tabela 8. Descontos e tarifas de suprimento  
 
 
 
III.1.5 Custos de Transporte 
 
33. 
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 
 
34. 
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 9 demonstra o custo de transporte de energia de 
cada permissionária. 
 
Tabela 9. Custos de Transporte de Energia 
 
 
35. 
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 10 elenca tarifas de suprimento relativas ao CUSD.  
 
 
 
6 Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras. 
Permissionária
Supridora
Nível de 
Tensão
Desconto 
Anterior
Desconto Atual
Tarifa com 
desconto
REH Supridora
Cercos
Energisa Se
A4
0,00%
0,00%
230,10
              
2.860/2021
Cerpro
CPFL Paulista
A4
0,00%
0,00%
295,48
              
2.854/2021
Cerrp
ESS
A4
7,56%
6,02%
230,88
              
2.722/2020
Cerrp
CPFL Paulista
A4
7,56%
6,02%
277,70
              
2.854/2021
Cemirim
CPFL Paulista
A2
16,03%
0,00%
295,48
              
2.854/2021
Cemirim
Elektro
A4
16,03%
0,00%
252,06
              
2.762/2020
Permission
ária
Rede Básica
Rede Básica 
Fronteira
CUSD
Custos com 
Transporte
Cercos
 -
 -
 1.177.957,74
 1.177.957,74
Cerpro
 -
 -
 4.921.262,53
 4.921.262,53
CERRP
 -
 -
 6.640.672,17
 6.640.672,17
Cemirim
 2.890.366,60
 2.959.890,80
 3.698.082,57
 9.548.339,97
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Nível de Desconto Tarifa com
Permissionária Supridora Desconto Atual REH Supridora
Tensão Anterior desconto
Cercos Energisa Se A4 0,00% 0,00% 230,10 2.860/2021
Cerpro CPFL Paulista A4 0,00% 0,00% 295,48 2.854/2021
Cerrp ESS A4 7,56% 6,02% 230,88 2.722/2020
Cerrp CPFL Paulista A4 7,56% 6,02% 277,70 2.854/2021
Cemirim CPFL Paulista A2 16,03% 0,00% 295,48 2.854/2021
Cemirim Elektro A4 16,03% 0,00% 252,06 2.762/2020
Permission Rede Básica Custos com
Rede Básica CUSD
ária Fronteira Transporte  
  1.177.957,74
  4.921.262,53
  6.640.672,17
  9.548.339,97
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Tabela 10. Descontos e tarifas de suprimento relativas ao CUSD7 
 
 
 
III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do PRORET 
 
36. 
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 atualização8. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último 
processo tarifário. 
 
37. 
A tabela 11 apresenta o valor de Parcela B solicitado pelas permissionárias e o 
efetivamente considerado para a permissionária.  
 
Tabela 11. Custos de Parcela B 
 
 
 
III.1.7 Componentes Financeiros 
 
38. 
Os componentes financeiros presentes nestes processos tarifários são decorrentes 
dos seguintes ajustes financeiros, apresentados na Tabela 12:  
 
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;  
 
 
7 A Cemirim está conectada a Rede Básica, por isso as tarifas em A2 com a CPFL Paulista são zero. 
8 Regra definida no Submódulo 8.4 do PRORET. 
Permissionária
Supridora
Nível de 
Tensão
TUSD KW 
Ponta
TUSD KW 
Fora Ponta
TUSD 
MWh
REH Supridora
Cercos
Energisa Se
A4
29,89
15,06
9,65
2.860/2021
Cerpro
CPFL Paulista
A4
22,77
10,80
12,61
2.854/2021
Cerrp
ESS
A4
23,28
14,53
8,05
2.722/2020
Cerrp
CPFL Paulista
A4
22,77
10,8
12,61
2.854/2021
Cemirim
CPFL Paulista
A2
0,00
0,00
0,00
2.854/2021
Cemirim
Elektro
A4
19,40
13,66
11,50
2.762/2020
Permissionária
Investimentos
Operação e 
Mauntenção
Pleito Parcela B 
Limite Parcela B
Parcela B 
Considerada
Diferença em 
relação ao limite
Cercos
 1.190.169,53
 2.846.743,69
 4.036.913,22
 4.546.914,28
 4.036.913,22
12,6%
Cerpro
 5.164.115,31
 3.879.230,85
 9.043.346,16
 9.353.553,32
 9.043.346,16
3,4%
CERRP
 7.030.826,38
 9.324.683,13
 16.355.509,51
 16.735.013,35
 16.355.509,51
2,3%
Cemirim
 10.317.538,72
 13.687.655,99
 24.005.194,71
 24.005.194,72
 24.005.194,71
0,0%
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Número: 48581.000804/2021-00
Nível de TUSD KW TUSD KW TUSD
Permissionária Supridora REH Supridora
Tensão Ponta Fora Ponta MWh
Cercos Energisa Se A4 29,89 15,06 9,65 2.860/2021
Cerpro CPFL Paulista A4 22,77 10,80 12,61 2.854/2021
Cerrp ESS A4 23,28 14,53 8,05 2.722/2020
Cerrp CPFL Paulista A4 22,77 10,8 12,61 2.854/2021
Cemirim CPFL Paulista A2 0,00 0,00 0,00 2.854/2021
Cemirim Elektro A4 19,40 13,66 11,50 2.762/2020
4.036.913,22
9.043.346,16
16.355.509,51
24.005.194,71

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iv. 
Subvenção Baixa Densidade de Carga;  
v. 
Retenção adicional de Bandeiras Tarifarias;  
vi. 
Postergação Conta Covid; 
vii. 
Reversão Conta Covid; 
viii. 
Financeiro referente aos efeitos da Conta-Covid na tarifa de suprimento; e 
ix. 
Previsão de risco hidrológico. 
 
Tabela 12- Componentes Financeiros 
 
 
 
39. 
Relata-se também sobre o financeiro conta- covid supridora. Durante os processos 
tarifários das permissionárias com aniversário em 30/9/2020, a diretoria da ANEEL entendeu que a 
redução tarifária provocada reversão da Conta Covid no processo tarifário da supridora não estava 
refletido na tarifa do consumidor da permissionária que teve o seu desconto reduzido. Ocorre que 
no cálculo da redução dos descontos tarifários é considerada a tarifa com efeitos da conta covid, 
fazendo com que a redução dos descontos absorva a redução tarifária. Assim foi criado um 
financeiro de forma a compartilha com consumidor os efeitos da conta covid da supridora. 
 
40. 
A CEMIRIM e a CERRP tiveram redução do desconto na tarifa de suprimento. No caso 
da CEMIRIM o desconto passou de 16,03% para 0%. No cálculo das duas situações tarifárias a 
retirada de todo o desconto no suprimento gerou um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores abaixo de 10%, não havendo, portanto, a necessidade de cálculo do financeiro de 
Conta-Covid supridora. 
 
41. 
Na CERRP o desconto tarifário na tarifa de suprimento passou de 7,56% para 6,02%. 
No cálculo das duas situações tarifárias a retirada de todo o desconto no suprimento gerou, 
também, um efeito médio a ser percebido pelos consumidores abaixo de 10%, porém não foi 
possível retirar todo o desconto para o que o efeito se mantivesse no patamar de 10%.  Assim, foi 
calculado o financeiro de Conta- Covid supridora no valor de R$ -308.579,72, com impacto tarifário 
de -0,69%. Este mesmo valor será repassado a distribuidora por meio do subsídio de distribuição. 
 
42. 
Destaca-se também o financeiro previsão de risco hidrológico para Cemirim. Com o 
novo contrato no Ambiente livre, a Cemirim tem a obrigação de arcar com os custos com o risco 
hidrológico das usinas repactuadas e das usinas sob a Lei no 12.783/23012. Para cobrir os custos 
com essa nova obrigação foi calculado o financeiro previsão de risco hidrológico no valor de R$ 
1.006.138,59. 
 
Permissionária
Repasse de PIS 
COFINS
Neutralidade
Comp.DIC FIC
Ajuste CUST RB - 
PIS/COFINS
Subvenção Baixa 
Densidade de Carga
Previsão de Risco 
Hidrológico
Adicional de 
Bandeiras 
Tarifárias
Postergação 
Conta Covid
Efeito COVID da 
Supridora
Total Financeiros
Cercos
 174.522,96
- 2.877,49
- 3.876,03
 -
- 925.355,44
 -
 -
- 18.630,15
 -
- 776.216,15
Cerpro
 403.778,64
- 215.170,34
- 70.111,75
 -
- 1.437.466,84
 -
 -
 6.487,28
 -
- 1.312.483,01
CERRP
 1.369.033,31
- 282.698,16
- 11.502,57
 -
- 4.226.536,97
 -
- 98,53
 270.289,69
- 308.579,72
- 3.190.092,95
Cemirim
 2.273.970,66
- 669.968,61
- 61.819,96
 1.611.905,50
- 8.639.273,39
 1.006.138,59
 -
 499.225,61
 -
- 3.979.821,61
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Adicional de
Repasse de PIS Ajuste CUST RB - Subvenção Baixa Previsão de Risco Postergação Efeito COVID da
Permissionária Neutralidade Comp.DIC FIC Bandeiras Total Financeiros
COFINS PIS/COFINS Densidade de Carga Hidrológico Conta Covid Supridora
Tarifárias  
  - 776.216,15
  - 1.312.483,01
  - 3.190.092,95
  - 3.979.821,61
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III.1.8 Subvenção CDE  
 
43. 
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 maio de 2021 a abril de 20229. Contempla também, o 
ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de maio de 2020 a 
abril de 2021. 
 
Tabela 13 – Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários 
 
 
44. 
A CCEE também é responsável pelo repasse da subvenção CDE relativo à 
compensação da baixa densidade de carga das permissionárias em relação às competências de maio 
de 2021 a abril de 2022. A Tabela 14 apresenta os valores mensais dos subsídios relativos à 
compensação da baixa Densidade de Carga das permissionárias de cada permissionária. 
 
Tabela 14. Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.  
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
45. 
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. 
 
 
9 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente. 
 
Permissionária
Carga Fonte 
Incentivada
Distribuição
Serviço Público
Água, Esgoto 
Saneamento
Rural
Irrigante/ 
Aquicultor
Total
Cercos
 -
 -
 2.185,08
 20.296,66
 1.778,63
 24.260,37
Cerpro
 616.363,50
 -
- 20.556,80
- 434.978,85
- 35.823,63
 125.004,22
CERRP
 104.710,05
 25.714,98
 31.511,76
 60.687,63
 33.145,04
 255.769,46
Cemirim
 261.994,56
 -
 6.397,17
 250.039,65
 14.476,54
 532.907,92
Permissionária
Compensação em 
função da baixa 
densidade de 
carga
Cercos
 77.112,95
Cerpro
 119.788,90
CERRP
 352.211,41
Cemirim
 719.939,45
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Número: 48581.000804/2021-00
Serviço Público
Carga Fonte Irrigante/
Permissionária Distribuição Água, Esgoto Rural Total
Incentivada Aquicultor
Saneamento  
  24.260,37
  125.004,22
  255.769,46
  532.907,92
Compensação em
função da baixa
Permissionária
densidade de
carga  
  77.112,95
  119.788,90
  352.211,41
  719.939,45
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Fls. 14 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
. 
              
 
             
46. 
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. 
 
47. 
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. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
48. 
Com base na legislação vigente, no que consta do Processo no 48500.005053/2020-
64 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opinamos:  
 
a. pela aprovação dos efeitos médios constantes da Tabela 15 que representam os 
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em 
29 de maio de 2021; 
 
Tabela 15. Efeito médio para os consumidores cativos 
 
 
 
b. pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com 
data de aniversário contratual em 29 de maio 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;  
 
d. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 29 de maio de 2021, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
 
e. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados 
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 29 de maio de 2021, de 
modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias. 
 
 
 
Permissionária
Alta Tensão Baixa Tensão
Efeito Médio
Cercos
4,52%
3,18%
3,21%
Cerpro
3,20%
11,30%
5,71%
CERRP
9,54%
9,04%
9,21%
Cemirim
9,34%
9,13%
9,22%
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Fls. 15 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
. 
              
 
             
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
49. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos 
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
50. 
O Anexo I detalha o cálculo em cada uma das Permissionárias. 
 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
(Assinado digitalmente) 
CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
 ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO  
Analista Administrativo  
 
 
 
 
De acordo, 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fls. 16 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
. 
              
 
             
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA 
PERMISSIONÁRIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 17 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
. 
              
 
             
I.1. Cercos 
  
 
A Cercos, sediada na cidade de Lagarto - SE, atende cerca de 6 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 8 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter optado em assinar o Termo Aditivo 
ao contrato de permissão, aprovado pela REN 704/2016, a definição da parcela B segue a regra 
descrita no submódulo 8.4 do PRORET 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.1.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
 
Os custos da Parcela A representam 51,18% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 3,41% da variação econômico financeira da Cercos, 
cuja variação total  foi de 0,17%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,52% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,34%, 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 1,93%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
                  250.700,46                    293.425,52 
17,04%
0,52%
3,55%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    17.998,54                      16.914,62 
-6,02%
-0,01%
0,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
                  168.328,95                    196.106,30 
16,50%
0,34%
2,37%
PROINFA
                    64.372,97                      80.404,59 
24,90%
0,19%
0,97%
ENERGIA COMPRADA 
               2.681.564,39                 2.761.074,60 
2,97%
0,96%
33,39%
Energia  
               2.681.564,39                 2.761.074,60 
2,97%
0,96%
33,39%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               1.018.448,73                 1.177.957,74 
15,66%
1,93%
14,24%
Uso do sistema de distribuição
               1.018.448,73                 1.177.957,74 
15,66%
1,93%
14,24%
Total de Parcela A
3.950.713,58
              
4.232.457,85
                
7,13%
3,41%
51,18%
Total de Parcela B
4.304.709,47
              
4.036.913,22
                
-6,22%
-3,24%
48,82%
Variação econômica
0,17%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   174.522,96 
2,11%
Neutralidade Encargos Setoriais
                      (2.877,49)
-0,03%
Subvenção CDE
(925.355,44)
                 
-11,21%
Postergação Covid-19
-18.630,15
-0,23%
Total Financeiros  
776.216,15
-                   
-9,40%
Variação econômica e financeira
-9,23%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
12,44%
3,21%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Participação no Participação na
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita      
ENCARGOS SETORIAIS 250.700,46 293.425,52 17,04% 0,52% 3,55%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 17.998,54 16.914,62 -6,02% -0,01% 0,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 168.328,95 196.106,30 16,50% 0,34% 2,37%
PROINFA 64.372,97 80.404,59 24,90% 0,19% 0,97%      
ENERGIA COMPRADA 2.681.564,39 2.761.074,60 2,97% 0,96% 33,39%      
Energia 2.681.564,39 2.761.074,60 2,97% 0,96% 33,39%      
TRANSPORTE DE ENERGIA 1.018.448,73 1.177.957,74 15,66% 1,93% 14,24%      
Uso do sistema de distribuição 1.018.448,73 1.177.957,74 15,66% 1,93% 14,24%      
Total de Parcela A 3 .950.713,58 4 .232.457,85 7,13% 3,41% 51,18%      
Total de Parcela B 4 .304.709,47 4 .036.913,22 -6,22% -3,24% 48,82%      
Variação econômica 0,17%      
COMPONENTES FINANCEIROS Participação      
Repasse de PIS COFINS 174.522,96 2,11%
Neutralidade Encargos Setoriais (2.877,49) -0,03%
Subvenção CDE (925.355,44) -11,21%
Postergação Covid-19 -18.630,15 -0,23%      
Total Financeiros - 7 76.216,15 -9,40%      
Variação econômica e financeira -9,23%      
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 12,44%      
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 3,21%      
      
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Fls. 18 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
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c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 0,96% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da Energisa SE para a Cercos . 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,82% da Receita, resultando 
num efeito de -3,24% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 0,17%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -9,40%, contribuindo com -9,23% para o efeito médio final nas tarifas de energia 
elétrica vigentes para a Cercos.  
 
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a 
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários10, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cercos, em relação às 
competências entre maio de 2021 a abril de 2022, é de R$ 24.260,37. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril de 2021. A Tabela a 
seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.1.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
 
 
O Gráfico I.1.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
 
10 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(472,77)
                
2.657,85
              
2.185,08
              
Subsidio Rural
(821,94)
                
21.118,61
            
20.296,66
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
366,23
                 
1.412,40
              
1.778,63
              
TOTAL
(928,49)
                
25.188,86
            
24.260,37
            
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Número: 48581.000804/2021-00
Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença  
  
  
  
TOTAL (928,49) 25.188,86 24.260,37  
  
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Fls. 19 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
. 
              
 
             
 
                                   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 
ENERGISA SE.  
 
 
                       Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
 
Pleitos Específicos 
 
A permissionária não apresentou pleitos específicos. 
 
Custo de 
Distribuição
48,0%
Custo de Energia
32,8%
Custo de 
Trasnmissão
14,0%
Encargos 
Setoriais
3,5%
ICMS
1,5%
PIS/COFINS
0,3%
Impostos
1,8%
363,71
363,71
363,71
363,71
396,87
454,81
546,46
681,93
744,47
782,78
753,85
761,28
353,69
290,03
308,29
308,29
344,79
409,35
432,33
467,59
514,30
530,72
535,51
580,44
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
abr-13
mai-13
mai-14
mai-15
mai-16
mai-17
mai-18
mai-19
mai-20
mai-21
R$ / MWh
Cercos
Energisa SE
IGP_M
IPCA
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000804/2021-00

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Fls. 20 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
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I.2. Cemirim 
  
 
A Cemirim, sediada na cidade de Mogi Mirim - SP, atende cerca de 11 mil unidades consumidoras, 
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 80 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2018, a 
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 
704/2016 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.2.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 70,54% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 1,60% da variação econômico financeira da Cemirim, 
cuja variação total  foi de 1,47%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
1,57% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, decorrente do cálculo preliminar das 
cotas anuais de CDE para o ano de 2021. Vale Destacar que, como a 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
             10.804.523,33               12.064.924,95 
11,67%
1,57%
14,81%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                  116.016,57                    128.497,62 
10,76%
0,02%
0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               9.396.281,82                 9.769.730,56 
3,97%
0,47%
11,99%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER
                                -                      546.142,74 
100,00%
0,68%
0,67%
PROINFA
               1.292.224,94                 1.620.554,02 
25,41%
0,41%
1,99%
ENERGIA COMPRADA 
             36.784.997,25               35.855.495,32 
-2,53%
-1,16%
44,01%
Energia  
             36.784.997,25               35.855.495,32 
-2,53%
-1,16%
44,01%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               8.594.528,68                 9.548.339,97 
11,10%
1,19%
11,72%
Rede Básica
               2.274.724,37                 2.890.366,60 
27,06%
0,77%
3,55%
Rede Básica Fronteira
               2.860.460,69                 2.959.890,80 
3,48%
0,12%
3,63%
Uso do sistema de distribuição
               3.459.343,62                 3.698.082,57 
6,90%
0,30%
4,54%
Total de Parcela A
56.184.049,26
            
57.468.760,24
              
2,29%
1,60%
70,54%
Total de Parcela B
24.105.894,31
            
24.005.194,71
              
-0,42%
-0,13%
29,46%
Variação econômica
1,47%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                2.273.970,66 
2,83%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (669.968,61)
-0,83%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão
1.611.905,50
                
2,01%
Compensação DIC FIC
(61.819,96)
                   
-0,08%
Subvenção CDE
(8.639.273,39)
              
-10,76%
Previsão de Risco Hidrologico
1.006.138,59
                
1,25%
Postergação Covid-19
499.225,61
0,62%
Total Financeiros  
4.985.960,20
-                
-4,96%
Variação econômica e financeira
-3,49%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
12,71%
9,22%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Participação no Participação na
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita      
ENCARGOS SETORIAIS 10.804.523,33 12.064.924,95 11,67% 1,57% 14,81%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 116.016,57 128.497,62 10,76% 0,02% 0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 9.396.281,82 9.769.730,56 3,97% 0,47% 11,99%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER - 546.142,74 100,00% 0,68% 0,67%
PROINFA 1.292.224,94 1.620.554,02 25,41% 0,41% 1,99%      
ENERGIA COMPRADA 36.784.997,25 35.855.495,32 -2,53% -1,16% 44,01%      
Energia 36.784.997,25 35.855.495,32 -2,53% -1,16% 44,01%      
TRANSPORTE DE ENERGIA 8.594.528,68 9.548.339,97 11,10% 1,19% 11,72%      
Rede Básica 2.274.724,37 2.890.366,60 27,06% 0,77% 3,55%
Rede Básica Fronteira 2.860.460,69 2.959.890,80 3,48% 0,12% 3,63%
Uso do sistema de distribuição 3.459.343,62 3.698.082,57 6,90% 0,30% 4,54%      
Total de Parcela A 5 6.184.049,26 5 7.468.760,24 2,29% 1,60% 70,54%      
Total de Parcela B 2 4.105.894,31 2 4.005.194,71 -0,42% -0,13% 29,46%      
Variação econômica 1,47%      
COMPONENTES FINANCEIROS Participação      
Repasse de PIS COFINS 2.273.970,66 2,83%
Neutralidade Encargos Setoriais (669.968,61) -0,83%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 1 .611.905,50 2,01%
Compensação DIC FIC (61.819,96) -0,08%
Subvenção CDE (8.639.273,39) -10,76%
Previsão de Risco Hidrologico 1 .006.138,59 1,25%
Postergação Covid-19 499.225,61 0,62%      
Total Financeiros - 4 .985.960,20 -4,96%      
Variação econômica e financeira -3,49%      
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 12,71%      
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 9,22%      
      
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Fls. 21 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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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permissionária comprou energia de uma comercializadora e passará a ser agente 
da CCEE em 2022. Portanto terá que arcar com esses custos do Encargo de Serviço 
do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. 
 
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição 
equivale a um impacto tarifário de 1,19%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
 
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de -1,16% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da CPFL Paulista para a Cemirim e a redução do desconto 
tarifário de 16,03% para 0%. Embora a permissionária tenha optado por comprar 
energia do ACL, e firmado contrato com a CEMIG GT, seus efeitos ainda não foram 
plenamente sentidos neste processo, uma vez que o suprimento terá início 
somente em 01/01/2022. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 29,46% da Receita, resultando 
num efeito de -0,13% na variação econômico-financeira da tarifa vigente. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 1,47%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -4,96%, contribuindo com o efeito final de -3,49% sobre as tarifas de energia 
elétrica vigentes para a Cemirim. 
 
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a 
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários11, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cemirim, em relação às 
competências entre maio de 2021 a abril de 2022 , é de R$ 532.907,92. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
 
11 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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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. 
 
                                   Gráfico I.2.1 – 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 CPFL 
Paulista. 
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
134.091,37
          
127.903,19
          
261.994,56
          
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
921,17
                 
5.476,00
              
6.397,17
              
Subsidio Rural
(3.895,19)
             
253.934,84
          
250.039,65
          
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
1.550,53
              
12.926,01
            
14.476,54
            
TOTAL
132.667,87
          
400.240,05
          
532.907,92
          
Custo de 
Distribuição
25,1%
Custo de Energia
37,5%
Custo de 
Trasnmissão
10,0%
Encargos 
Setoriais
12,6%
ICMS
14,8%
PIS/COFINS
0,0%
Impostos
14,8%
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Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença  
  
  
  
  
TOTAL 132.667,87 400.240,05 532.907,92  
  
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Fls. 23 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
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                       Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
 
 
Pleitos Específicos 
 
Com relação ao pleito de perdas, ressalta-se que a SGT seguiu a regra de cálculo atual, ou seja 
considerou a perda compatível com o mercado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
470,82
508,20
536,98
523,02
550,20
595,66
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
mai-19
mai-20
mai-21
R$ / MWh
Cemirim
CPFL Paulista
IGP_M
IPCA
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Fls. 24 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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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I 3. Cerpro 
  
 
A Cerpro, sediada na cidade de Promissão  - SP, atende cerca de 2 mil unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia representa uma receita de R$ 20 milhões. Este ano a permissionária será 
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter optado em assinar o Termo Aditivo 
ao contrato de permissão, aprovado pela REN 704/2016, a definição da parcela B segue a regra 
descrita no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 55,87% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 4,54% da variação econômico financeira da Cerpro, 
cuja variação total foi de 3,52%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,97% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,45%, decorrente do cálculo preliminar 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 3,12%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.  
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               3.272.540,11                 3.463.771,19 
5,84%
0,97%
16,90%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    48.838,57                      48.628,48 
-0,43%
0,00%
0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               2.820.169,30                 2.909.045,88 
3,15%
0,45%
14,20%
PROINFA
                  403.532,24                    506.096,84 
25,42%
0,52%
2,47%
ENERGIA COMPRADA 
               2.972.643,39                 3.062.456,38 
3,02%
0,45%
14,95%
Energia  
               2.972.643,39                 3.062.456,38 
3,02%
0,45%
14,95%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               4.303.001,86                 4.921.262,53 
14,37%
3,12%
24,02%
Uso do sistema de distribuição
               4.303.001,86                 4.921.262,53 
14,37%
3,12%
24,02%
Total de Parcela A
10.548.185,35
            
11.447.490,11
              
8,53%
4,54%
55,87%
Total de Parcela B
9.245.066,12
              
9.043.346,16
                
-2,18%
-1,02%
44,13%
Variação econômica
3,52%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                   403.778,64 
2,04%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (215.170,34)
-1,09%
Compensação DIC FIC
(70.111,75)
                   
-0,35%
Subvenção CDE
(1.437.466,84)
              
-7,26%
Postergação Covid-19
6.487,28
0,03%
Total Financeiros  
(1.312.483,01)
              
-6,63%
Variação econômica e financeira
-3,11%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
8,82%
5,71%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Número: 48581.000804/2021-00
Participação no Participação na
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita      
ENCARGOS SETORIAIS 3.272.540,11 3.463.771,19 5,84% 0,97% 16,90%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 48.838,57 48.628,48 -0,43% 0,00% 0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.820.169,30 2.909.045,88 3,15% 0,45% 14,20%
PROINFA 403.532,24 506.096,84 25,42% 0,52% 2,47%      
ENERGIA COMPRADA 2.972.643,39 3.062.456,38 3,02% 0,45% 14,95%      
Energia 2.972.643,39 3.062.456,38 3,02% 0,45% 14,95%      
TRANSPORTE DE ENERGIA 4.303.001,86 4.921.262,53 14,37% 3,12% 24,02%      
Uso do sistema de distribuição 4.303.001,86 4.921.262,53 14,37% 3,12% 24,02%      
Total de Parcela A 1 0.548.185,35 1 1.447.490,11 8,53% 4,54% 55,87%      
Total de Parcela B 9 .245.066,12 9 .043.346,16 -2,18% -1,02% 44,13%      
Variação econômica 3,52%      
COMPONENTES FINANCEIROS Participação      
Repasse de PIS COFINS 403.778,64 2,04%
Neutralidade Encargos Setoriais (215.170,34) -1,09%
Compensação DIC FIC (70.111,75) -0,35%
Subvenção CDE (1.437.466,84) -7,26%
Postergação Covid-19 6.487,28 0,03%      
Total Financeiros (1.312.483,01) -6,63%      
Variação econômica e financeira -3,11%      
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 8,82%      
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 5,71%      
      
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Fls. 25 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
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 c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 0,45% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova 
tarifa de suprimento da CPFL Paulista para a Cerpro. 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 44,13% da Receita, resultando 
num efeito de -1,02% na variação econômico-financeira da tarifa vigente, em função do pleito de 
parcela B ter sido inferior ao teto estabelecido para a permissionária. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 3,52%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -6,63%, contribuindo com o efeito final de -3,11% sobre as tarifas de energia 
elétrica vigentes para a Cerpro.  
 
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a 
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus. 
 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários12, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cerpro, em relação às 
competências entre maio de 2021 a abril de 2022, é de R$ 125.004,22. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
TABELA I.3.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS 
 
 
 
12 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
160.238,38
          
456.125,12
          
616.363,50
          
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(22.691,84)
           
2.135,04
              
(20.556,80)
           
Subsidio Rural
(472.521,64)
         
37.542,78
            
(434.978,85)
         
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
(43.757,76)
           
7.934,13
              
(35.823,63)
           
TOTAL
(378.732,86)
         
503.737,08
          
125.004,22
          
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Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença  
  
  
  
  
TOTAL (378.732,86) 503.737,08 125.004,22  
  
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Fls. 26 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005053/2020-64 
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O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora com tributos. 
 
                                   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 
CPFL Paulista.  
 
 
Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
Pleitos Específicos 
 
A permissionária não apresentou pleitos específicos. 
Custo de 
Distribuição
34,3%
Custo de Energia
11,6%
Custo de 
Trasnmissão
18,7%
Encargos 
Setoriais
13,2%
ICMS
21,2%
PIS/COFINS
1,0%
Impostos
22,2%
404,93
404,93
404,93
404,93
263,03
371,50
371,50
467,95
504,96
601,67
582,08
613,14
276,21
272,12
316,86
316,86
316,86
419,64
447,19
404,17
484,63
523,02
550,20
595,66
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
 950
ago-12
jan-13
abr-13
mai-13
mai-14
mai-15
mai-16
mai-17
mai-18
mai-19
mai-20
mai-21
R$ / MWh
Cerpro
CPFL Paulista
IGP_M
IPCA
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I.4. CERRP 
  
 
A CERRP, sediada na cidade de São José do Rio Preto - SP, atende cerca de 12 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 44 milhões. Este ano a 
permissionária será submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter optado em 
assinar o Termo Aditivo ao contrato de permissão, aprovado pela REN 704/2016, a definição da 
parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET. 
 
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.  
 
TABELA I.4.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO 
 
 
Os custos da Parcela A representam 64,85% da receita econômica da Permissionária. O aumento 
dos custos relativos a essa parcela representa 5,02% da variação econômico financeira da CERRP, 
cuja variação total foi de 4,65%, com destaque para:  
 
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de 
0,67% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do 
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,36%, decorrente do cálculo preliminar das 
cotas anuais de CDE para o ano de 2021.  
 
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
               4.459.423,48                 4.757.490,02 
6,68%
0,67%
10,22%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
                    78.101,33                      82.349,02 
5,44%
0,01%
0,18%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
               3.858.036,94                 4.019.276,11 
4,18%
0,36%
8,64%
PROINFA
                  523.285,21                    655.864,90 
25,34%
0,30%
1,41%
ENERGIA COMPRADA 
             17.630.698,57               18.777.364,21 
6,50%
2,58%
40,35%
Energia  
             17.630.698,57               18.777.364,21 
6,50%
2,58%
40,35%
TRANSPORTE DE ENERGIA
               5.852.303,00                 6.640.672,17 
13,47%
1,77%
14,27%
Uso do sistema de distribuição
               5.852.303,00                 6.640.672,17 
13,47%
1,77%
14,27%
Total de Parcela A
27.942.425,05
            
30.175.526,40
              
7,99%
5,02%
64,85%
Total de Parcela B
16.520.646,24
            
16.355.509,51
              
-1,00%
-0,37%
35,15%
Variação econômica
4,65%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS
                1.369.033,31 
3,08%
Neutralidade Encargos Setoriais
                  (282.698,16)
-0,64%
Compensação DIC FIC
(11.502,57)
                   
-0,03%
Subvenção CDE
(4.226.536,97)
              
-9,51%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
(98,53)
                          
0,00%
Efeito COVID da Supridora
(308.579,72)
                 
-0,69%
Postergação Covid-19
270.289,69
0,61%
Total Financeiros  
(3.190.092,95)
              
-7,17%
Variação econômica e financeira
-2,52%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
11,73%
9,21%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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Participação no Participação na
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita      
ENCARGOS SETORIAIS 4.459.423,48 4.757.490,02 6,68% 0,67% 10,22%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 78.101,33 82.349,02 5,44% 0,01% 0,18%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 3.858.036,94 4.019.276,11 4,18% 0,36% 8,64%
PROINFA 523.285,21 655.864,90 25,34% 0,30% 1,41%      
ENERGIA COMPRADA 17.630.698,57 18.777.364,21 6,50% 2,58% 40,35%      
Energia 17.630.698,57 18.777.364,21 6,50% 2,58% 40,35%      
TRANSPORTE DE ENERGIA 5.852.303,00 6.640.672,17 13,47% 1,77% 14,27%      
Uso do sistema de distribuição 5.852.303,00 6.640.672,17 13,47% 1,77% 14,27%      
Total de Parcela A 2 7.942.425,05 3 0.175.526,40 7,99% 5,02% 64,85%      
Total de Parcela B 1 6.520.646,24 1 6.355.509,51 -1,00% -0,37% 35,15%      
Variação econômica 4,65%      
COMPONENTES FINANCEIROS Participação      
Repasse de PIS COFINS 1.369.033,31 3,08%
Neutralidade Encargos Setoriais (282.698,16) -0,64%
Compensação DIC FIC (11.502,57) -0,03%
Subvenção CDE (4.226.536,97) -9,51%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (98,53) 0,00%
Efeito COVID da Supridora (308.579,72) -0,69%
Postergação Covid-19 270.289,69 0,61%      
Total Financeiros (3.190.092,95) -7,17%      
Variação econômica e financeira -2,52%      
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 11,73%      
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 9,21%      
      
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Fls. 28 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
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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 1,77%. Tal efeito deriva das novas tarifas de 
uso do sistema de distribuição, resultante dos processos tarifários da supridoras.  
  
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com 
acréscimo de 2,58% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas 
tarifas de suprimento da CPFL Paulista e Energisa Sul Sudeste para a CERRP . 
 
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 35,15% da Receita, resultando 
num efeito de -0,37% na variação econômico-financeira da tarifa vigente, devido ao pleito da 
permissionária ter sido inferior ao teto pré-estabelecido. 
 
Ao resultado da variação econômica, de 4,65%, foram adicionados os componentes financeiros 
devidos no total de -7,17%, contribuindo com o efeito final de -2,52% sobre as tarifas de energia 
elétrica vigentes para a CERRP.  
 
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a 
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus. 
 
Merece destaque ainda, a inclusão de -R$ 308.579,72 relativo ao Efeito da Conta Covid nas tarifas 
da supridora, tendo em vista o movimento de retirada do desconto em TE da CERRP. Referida 
metodologia foi iniciada nos processos tarifários das permissionárias de setembro de 2020, por 
iniciativa da diretoria colegiada da ANEEL, e permite aos consumidores das permissionárias 
experimentarem o efeito da conta covid nas tarifas da supridora, considerando um possível 
aumento em função da retirada de desconto em TE. Referido financeiro contribuiu com -0,69% para 
o efeito final deste reajuste. 
 
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 
 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários13, valor mensal de recursos da CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à CERRP, em relação às 
competências entre maio de 2021 a abril de 2022, é de R$ 255.769,46. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril de 2021. A Tabela 
a seguir mostra o cálculo. 
 
 
13 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto 
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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Número: 48581.000804/2021-00

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Fls. 29 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio 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 48500.005053/2020-64 
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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. 
 
                                   Gráfico I.4.1 – 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 principal 
supridora a CPFL Paulista.  
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2021/2022
Previsão 
2021/2022 + 
Diferença
Subsidio Carga Fonte Incentivda
51.954,22
            
52.755,83
            
104.710,05
          
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
(969,23)
                
32.480,99
            
31.511,76
            
Subsidio Rural
(3.694,55)
             
64.382,18
            
60.687,63
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
9.720,95
              
23.424,10
            
33.145,04
            
TOTAL
57.011,38
            
198.758,08
          
255.769,46
          
Custo de 
Distribuição
28,7%
Custo de Energia
33,0%
Custo de 
Trasnmissão
11,7%
Encargos 
Setoriais
8,4%
ICMS
16,1%
PIS/COFINS
2,1%
Impostos
18,3%
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Número: 48581.000804/2021-00
Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença  
  
  
  
  
TOTAL 57.011,38 198.758,08 255.769,46  
  
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Fls. 30 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005053/2020-64 
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Gráfico I.4.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1 
                                     
Pleitos Específicos 
 
A permissionária não apresentou pleitos específicos. 
 
 
362,71
362,71
362,71
362,71
259,15
330,57
330,57
511,56
538,43
589,30
631,75
678,01
276,21
272,12
316,86
316,86
316,86
419,64
447,19
404,17
484,63
523,02
550,20
595,66
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
 850
ago-12
jan-13
abr-13
mai-13
mai-14
mai-15
mai-16
mai-17
mai-18
mai-19
mai-20
mai-21
R$ / MWh
CERRP
CPFL Paulista
IGP_M
IPCA
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 DAVI ANTUNES LIMA, ERIKA BRAGA LOURENCATTO, ANA LUCIA DE ANDRADE PASSOS, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO, FRANCISCO DE MATTOS FAE
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