Nota Técnica nº 64/2021–SGT/ANEEL                                                                                                                               
 
 
Em 21 de abril de 2020 
 
 
Processo n.º 48500.005015/2020-10 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia 
– TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD referentes à CPFL-Paulista 
- Companhia Paulista de Força e Luz e demais 
providências pertinentes ao seu Reajuste 
Tarifário Anual de 2021. 
 
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021, a vigorar 
a partir de 22 de abril de 2021. 
 
2. 
A presente proposta de reajuste tarifário da CPFL Paulista foi calculada de acordo 
com a metodologia que consta dos Submódulos do PRORET, em conformidade com as disposições 
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato 
de Concessão de Distribuição 014/1997-DNAEE/MME e seus termos aditivos.  
 
3. 
A síntese dessa metodologia consta do Anexo I desta Nota Técnica. A Seção II 
apresenta uma descrição dos fatos relativos ao RTA de 2021 da CPFL Paulista. A Seção III descreve 
o cálculo do reajuste, compreendendo a Parcela A, a Parcela B e os Componentes Financeiros. A 
seção IV traz as conclusões. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
4. 
Em 7 de abril de 2020, foi aprovada a Revisão Tarifária Periódica de 2020 da CPFL 
Paulista, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.670/2020, representando uma variação 
das tarifas homologadas, em média, de 6,05%1. 
 
 
1 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 8 de abril de 
2020 até dia 30 de junho de 2020, de forma que a efetiva aplicação do efeito médio citado ocorreu a partir de 1º de 
julho de 2020.

5. 
Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da 
pandemia de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.670/2020 só tiveram sua vigência 
a partir de 1º de julho de 2020, permanecendo entre 8 de abril e 30 de junho de 2020, as 
homologadas em 2019 (ReH 2.526/2019), conforme estabelecido no artigo 12 da REH 2.670/20202. 
 
6. 
Em 14 de setembro de 2020, por meio do Memorando nº 199/2019-SGT/ANEEL3, a 
SGT solicitou informações em relação ao processo de reajuste tarifário de 2021 da distribuidora à 
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM.  
 
7. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução 
Normativa nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta 
destinada ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) 
reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida 
Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs sobre outras providências. 
 
8. 
Em 03 de março de 2021, a SGT realizou reunião virtual com os representantes da 
distribuidora para discutir a proposta de reajuste tarifário da CPFL Paulista4, sendo apresentados a 
eles os prazos a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
9. 
Em 11 de março de 2021, por meio do Memorando nº 36/2021-SRM/ANEEL5, a SRM 
informou dados sobre os contratos bilaterais de compra e venda de energia vigentes da CPFL 
Paulista. 
 
10. 
Em 16 de março de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 58/2021-SFF/ANEEL6 com 
os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária e as garantias financeiras a serem 
considerados no processo tarifário. 
 
11. 
Em 31 de março de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores versões 
das planilhas de cálculo7 relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução 
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
 
12. 
Em 31 de março de 2021, por meio do Ofício Circular nº 08/2021-
SGT/SRD/SFF/ANEEL8, foram solicitadas à CPFL Paulista os valores, a serem revertidos à modicidade 
tarifária e obtidos até a competência de 12/2020, associados ao §3º do Art. 70-A e § 6º do Art. 88 
da REN nº414/2010, bom como ao Art. 9º da REN 376/2009. 
 
2 Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até 30 de junho de 2020, foi necessário 
no âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de componente financeiro específico, bem como 
processamento de ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao período de 22 de abril a 30 de junho de 2020, 
conforme seção G4. 
 
3 Documento SIC nº 48581.001523/2020-00 
4 Documento SIC nº 48580.000498/2021-00 
5 Documento SIC nº 48580.000132/2021-00 
6 Documento SIC nº 48536.001049/2021-00 
7 Documento SIC nº 48580.000550/2021-00 
8 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00

13. 
Em 31 de março de 2021, foi exarado o Decreto Federal nº 10.665, alterando o 
Decreto nº 4.550/2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada pela 
Eletrobras Termonuclear S/A – ELETRONUCLEAR e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar, 
mediante requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de 
pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no 
limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos 
excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. 
 
14. 
Em 5 de abril de 2021, por e-mail9, a CPFL Paulista apresentou os valores solicitados 
por meio do Memorando Circular nº 08/2021. 
 
15. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
sócio-econômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com 
as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para 
mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a 
capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-
financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Neste sentido, em 6 de abril de 2021, por meio 
da ReH nº 2.831/2021, na 11ª Reunião Publica Ordinária da Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu 
prorrogar a vigência das tarifas estabelecidas em 2020, dispostas na REH nº 2.670, de 7 de abril de 
2020, com vistas a possibilitar a adoção de medidas mitigatórias adicionais para a contenção do 
aumento das tarifas da CPFL Paulista. 
 
16. 
No mesmo dia, por meio do Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL10, com vistas a 
possível reversão no presente processo tarifário, foram solicitados à CPFL Paulista a declaração dos 
valores arrecadados de multas decorrentes de Ultrapassagem da Demanda contratada e Excedente 
de Reativos (UDER). 
 
17. 
Em 08 de abril de 2021, por e-mail11, a CPFL Paulista apresentou os valores solicitados 
por meio do Ofício Circular nº 09/2021. 
 
18. 
Em 14 de abril de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a CPFL Paulista encontra-se adimplente com 
suas obrigações intrassetoriais12, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o 
disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, 
de 15 de março de 2004. 
 
19. 
Em 15 de abril de 2021, por e-mail, e posteriormente complementada pela Carta 
058/RR/CPFL Paulista/202113, a CPFL Paulista solicitou o diferimento correspondente ao saldo da 
 
9 Documento SIC nº 48581.000567/2021-00 
10 Documento SIC nº 48581.000531/2021-00 
11 Documento SIC nº 48581.000568/2021-00 
12 Documento SIC nº 48581.00 0569/2020-00 
13 Documento SIC nº 48513.010438/2021-00

Conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu, a utilização dos recursos de Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos – UDER, faturados desde a última revisão tarifária da 
concessionária e a Reversão de créditos para modicidade tarifária, bem como apresentou proposta 
de diferimento da Parcela B de forma a reduzir o efeito médio para 9,95%. 
 
20. 
No mesmo dia, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as novas versões 
das planilhas de cálculo14, considerando os itens relativos às ações de mitigação do efeito tarifário. 
 
21. 
Em 19 de abril de 2021, via e-mail15, o Ministérios de Minas e Energia – MME informa 
a existência de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos 8 
meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665, de 31 de 
março de 2021, a fim de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e 
revertidos para modicidade tarifária. 
 
22. 
No dia 21 de abril de 2021, dada a recente manifestação do MME, a CPFL Paulista 
encaminhou a Carta nº 61/RR/CPFL Paulista/202116, de 19 de abril de 2021, ajustando os valores 
concernentes aos diferimentos correspondentes ao saldo da Conta Comercialização da Energia 
Elétrica de Itaipu e de Parcela B, o que ensejou novo cálculo tarifário, descrito nessa Nota Técnica. 
 
23. 
No mesmo dia, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as novas versões 
das planilhas de cálculo17. 
 
III. ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
24. 
O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico e financeiro 
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das 
distribuidoras. Resumidamente, são repassadas as variações dos custos de Parcela A, enquanto que 
a Parcela B é corrigida pelo índice de inflação definido no contrato de concessão, deduzindo-se 
desse o Fator X.  
 
25. 
Os detalhes das metodologias aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão 
descritos no Anexo I desta nota técnica. 
 
 
B. Período de Referência 
 
26. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da CPFL Paulista é de 
abril/2020 a março/2021. 
 
 
14 Documento SIC nº 48580.000586/2021-00 
15 Documento SIC nº 48581.000608/2021-00. 
16 Documento SIC nº 48513.010533/2021-00. 
17 Documento SIC nº 48580.000627/2021-00

C. Receita Verificada  
 
27. 
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado 
informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste 
tarifário homologado em 2020. Ressalta-se que os dados referentes aos meses de março/2021 
foram estimados a partir do mês de fevereiro/2021. 
 
28. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo 
tarifário e nível de tensão. 
 
 
 
 
Tabela 1. Receita Verificada 
 
 
 
D. Parcela A 
 
29. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as 
condições vigentes na data do reajuste tarifário. Compreende os custos com aquisição de energia 
elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT), os 
custos com Encargos Setoriais (ES), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota Técnica. 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
30. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, 
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e tem seus valores 
estabelecidos pela ANEEL.  
 
31. 
Os encargos setoriais considerados neste reajuste, bem como os dispositivos legais 
associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
19.866.239
        
9.463.044.040
    
A2   (88 a 138 kV)
330.007
             
123.881.837
       
A3a (30 kV  a 44 kV)     
10.965
                
4.696.864
            
A4   (2,3 kV a 25 kV)
4.590.407
          
2.000.552.734
    
BT  (menor que 2,3 kV)
14.934.860
        
7.333.912.605
    
Suprimento
179.200
             
53.225.559
          
Demais Livres
10.552.794
        
1.415.049.075
    
Distribuição
288.423
             
19.317.199
          
Geração
-
                      
77.866.056
          
Total
30.886.656
        
11.028.501.929

Tabela 2. Encargos Setoriais 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
32. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, 
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
33. 
Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário estão detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
  
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Energia requerida e perdas regulatórias 
 
34. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia 
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, 
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, 
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.  
 
35. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário 
da CPFL Paulista, ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados 
estão conforme os valores determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2018, homologada por 
meio da ReH nº 2.381/2018. 
 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.384.370
        
17.440.284
      
Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.556.220.892
  
1.936.738.852
 
NT 238/2020 - CP Valor provisório 
Compensação financeira - CFURH
-
                       
-
                     
-
                                                                
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
232.227.368
      
215.090.220
    
Desp 3.690/2020
PROINFA
221.372.529
      
276.132.328
    
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
101.821.190
      
109.075.089
    
  Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
390.496
              
464.864
            
Contribuição 2020
Total de Encargos Tarifários
2.125.416.845
  
2.554.941.637
 
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
815.175.423
     
Rede Básica Fronteira
305.812.690
     
Rede Básica ONS (A2)
8.124.004
          
MUST Itaipu
105.336.121
     
Transporte de Itaipu
142.306.342
     
Conexão
29.356.839
        
Total
1.406.111.419

Tabela 4. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
36. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da CPFL Paulista para 
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com 
o mercado de venda da concessionária. 
 
Tabela 5. Energia Requerida (MWh) 
 
 
 
b. Valoração da compra de energia 
 
37. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto 
nº 5.163/2004. 
 
38. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme 
tabela abaixo: 
 
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Preços e montantes 
Memomando nº 36/2021-SRM/ANEEL 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.805/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.746/2020 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Preços 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Preços 
Previsão SGT 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
5,72%
5,72%
ReH 2.381/2018 e Desp. 382/2019
Técnica (s/ merc. injetado)
6,00%
6,00%
ReH 2.381/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,94%
1,92%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
14.934.860
        
14.934.860
        
SAMP
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
20.045.439
     
20.045.439
     
Fornecimento
19.866.239
     
19.866.239
     
Suprimento 
179.200 MWh
179.200 MWh
Consumidores Livres
10.841.217
     
10.841.217
     
Perdas Totais
3.539.195
        
3.548.638
        
Perdas Rede Básica
447.522
           
442.838
           
Perdas na Distribuição
3.091.673
        
3.105.800
        
Perda Não Técnica
853.532
           
853.532
           
Perda Técnica
2.238.141
        
2.252.268
        
Energia Requerida
23.584.634
     
23.594.077
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes        
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.805/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.746/2020  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Preços      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Preços      Previsão SGT  

39. 
A tabela a seguir demonstra um resumo dos contratos de compra de energia elétrica, 
e os seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes18 das 
sobras/déficits nos montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 7. Custo com Compra de Energia 
 
 
E. Parcela B 
 
40. 
O cálculo da Parcela B é efetuado considerando a partir da diferença entre a Receita 
Verificada e os custos de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA). Essa diferença corrigida 
pelo indicador oficial de inflação, IGP-M, conforme estabelecido no Contrato de Concessão, e pelo 
Fator X. A tabela abaixo demonstra o resumo do cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros 
associados: 
 
Tabela 8. Cálculo da Parcela B 
 
 
 
F.  Componentes Tarifários Financeiros  
 
41. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
 
18 Usada a melhor previsão.  
Contratos
Contratado
(MWh)
Considerado
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilateral
3.015.367
          
2.613.197
          
283,54
   
740.937.005
        
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
12.668.677
        
10.686.844
        
234,10
   
2.501.832.325
    
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.932.696
          
5.004.611
          
289,83
       
1.450.477.940
    
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
3.197.390
          
2.697.205
          
228,55
   
616.443.230
        
Madeira e Belo Monte
3.538.591
          
2.985.029
          
145,70
   
434.911.154
        
Energia Base
12.193.061
        
10.363.576
        
213,28
   
2.210.375.229
    
Cota Angra I/Angra II
892.242
             
752.664
             
249,64
   
187.895.015
        
Cotas Lei n º 12783/2013
6.123.623
          
5.165.670
          
114,73
   
592.638.648
        
Itaipu (tirando as perdas)
4.678.944
          
3.946.991
          
362,26
   
1.429.841.566
    
PROINFA
498.251
             
498.251
             
-
         
-
                         
Total
24.861.738
        
23.663.617
        
230,44
   
5.453.144.560
    
Valores
Referência
(1) Parcela B - DRA (R$)
2.736.087.261
  
TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M
31,10%
SGT/ANEEL
(3) Fator X
-0,11%
(3.1) Componente Pd do Fator X
0,45%
REH 2.381/2018 
(3.2) Componente T do Fator X
-1,29%
REH 2.381/2018 
(3.3) Componente Q do Fator X
0,22%
PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))]
3.590.012.085

subsequentes aos processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas 
às distribuidoras. 
 
42. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros 
neste reajuste da CPFL Paulista. 
 
Tabela 9. Componentes Financeiros 
 
G. Análise da Revisão Tarifária Periódica 
 
1. Resultados 
 
43. 
A Revisão Tarifária da CPFL Paulista conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 8,95%, sendo de 9,60%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 8,64%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
 
Tabela 10. Efeito médio ao consumidor 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
865.323.624
       
7,85%
CVA em processamento -Transporte
282.390.373
       
2,56%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
14.567.161
         
0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.853.787
         
0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
51.464.694
         
0,47%
Sobrecontratação/exposição de energia
134.980.757
       
1,22%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.286.644
            
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
365.357.053
       
3,31%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(103.100)
              
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(395.521.979)
      
-3,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(83.626.716)
        
-0,76%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(102.234.193)
      
-0,93%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
7.718.953
            
0,07%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(274.705.155)
      
-2,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(59.485.403)
        
-0,54%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(172.677.196)
      
-1,57%
Reversão Conta Covid - Prorrogação das tarifas (abril/2020 a junho/2020)
(155.702.134)
      
-1,41%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
136.638.434
       
1,24%
Penalidade - Despacho 2.871/2019-SFE/ANEEL
(3.894.956)
          
-0,04%
Financeiro de reperfilamento de custos da RBSE
(153.814.074)
      
-1,39%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(261.513.700)
      
-2,37%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414
(21.217.120)
        
-0,19%
Diferimento de Itaipu
(190.242.225)
      
-1,73%
Diferimento de Parcela B
(214.909.375)
      
-1,95%
Total
(211.065.843)
      
-1,91%
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,60%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,64%
Efeito Médio AT+BT
8,95%

44. 
O efeito médio nas tarifas de 8,95% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de 
custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 19,53%, ao se ter como base de 
comparação os custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes, com efeito de -1,91%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos 
no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribui para a um efeito de 
-8,67% no atual processo tarifário da CPFL Paulista. 
 
45. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa, em especial o aumento dos custos de transmissão e distribuição, que 
tem impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão. 
 
46. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com 
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o 
efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.  
 
Tabela 11. Resumo do Reajuste

47. 
O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição 
da nova Receita Anual da concessionária. 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
8.292.414.668
       
9.592.408.963
       
15,7%
11,79%
72,8%
Encargos Setoriais
2.125.416.845
       
2.554.941.637
       
20,2%
3,89%
19,4%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.384.370
             
17.440.284
            
30,3%
0,04%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
1.556.220.892
       
1.608.811.132
       
3,4%
0,48%
12,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                            
136.946.452
          
0,0%
1,24%
1,0%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                               
190.981.268
          
0,0%
1,73%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
232.227.368
           
215.090.220
          
-7,4%
-0,16%
1,6%
PROINFA
221.372.529
           
276.132.328
          
24,7%
0,50%
2,1%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
101.821.190
           
109.075.089
          
7,1%
0,07%
0,8%
ONS
390.496
                   
464.864
                  
19,0%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
1.054.158.969
       
1.406.111.419
       
33,4%
3,19%
10,7%
Rede Básica
565.221.784
           
815.175.423
          
44,2%
2,27%
6,2%
Rede Básica Fronteira
264.666.688
           
305.812.690
          
15,5%
0,37%
2,3%
Rede Básica ONS (A2)
8.202.580
               
8.124.004
               
-1,0%
-0,00%
0,1%
MUST Itaipu
75.701.232
             
105.336.121
          
39,1%
0,27%
0,8%
Transporte de Itaipu
115.532.921
           
142.306.342
          
23,2%
0,24%
1,1%
Conexão
24.833.763
             
29.356.839
            
18,2%
0,04%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
5.112.838.854
       
5.631.355.907
       
10,1%
4,70%
42,7%
PARCELA B
2.736.087.261
       
3.590.012.085
       
31,2%
7,74%
27,2%
IRT
11.028.501.929
     
13.182.421.048
    
19,53%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
211.065.843
-          
-1,91%
CVA em processamento - Energia
865.323.624
          
7,85%
CVA em processamento -Transporte
282.390.373
          
2,56%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
14.567.161
            
0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.853.787
            
0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
51.464.694
            
0,47%
Sobrecontratação/exposição de energia
134.980.757
          
1,22%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.286.644
               
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
365.357.053
          
3,31%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(103.100)
                 
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(395.521.979)
         
-3,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(83.626.716)
           
-0,76%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(102.234.193)
         
-0,93%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
7.718.953
               
0,07%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(274.705.155)
         
-2,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(59.485.403)
           
-0,54%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(172.677.196)
         
-1,57%
Reversão Conta Covid - Prorrogação das tarifas (abril/2020 a junho/2020)
(155.702.134)
         
-1,41%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
136.638.434
          
1,24%
Penalidade - Despacho 2.871/2019-SFE/ANEEL
(3.894.956)
             
-0,04%
Financeiro de reperfilamento de custos da RBSE
(153.814.074)
         
-1,39%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(261.513.700)
         
-2,37%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 3
(21.217.120)
           
-0,19%
Diferimento de Itaipu
(190.242.225)
         
-1,73%
Diferimento de Parcela B
(214.909.375)
         
-1,95%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-8,67%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,95%

Gráfico 1. Composição da receita sem tributos 
 
48. 
O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com tributos. 
 
 
Gráfico 2. Composição da receita com tributos 
 
2. Análise Parcela A 
 
49. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a CPFL Paulista levaram a 
uma variação no efeito médio de 4,70%. Contribuíram especialmente para esse efeito: (i) o aumento 
dos custos de energia associados aos contratos bilaterais, com impacto de 1,79%19, decorrente da 
variação do IGP-M e do Dólar; e (ii) o aumento do custo da energia proveniente de Itaipu, com 
impacto de 1,74%, decorrente da variação do Dólar.  
 
50. 
O Gráfico abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
19 De acordo com o Memorando nº 36/2021-SRM/ANEEL a CPFL Paulista possui 4 contratos bilaterias vigentes. Três 
desses, associados aos geradores Barra Grande (62,15 MWmed), Companhia Energética Rio das Antas (48,29 MWmed) 
e Foz do Chapecó (113,92MWmed), possuem correção de preço vinculado à variação do IGP-M. O quarto contrato, 
associado ao gerador Campos Novos Energia S.A. (119,86 MWmed), possui correção vinculada ao IGP-M (participação 
de 59%) e à variação do Dólar (participação de 41%). 
Custo de 
Distribuição
27,2%
Custo de 
Energia
42,7%
Custo de 
Transmissão
10,7%
Encargos 
Setoriais
19,4%
Custo de 
Distribuição
20,9%
Custo de Energia
32,8%
Custo de 
Transmissão
8,2%
Encargos 
Setoriais
14,9%
ICMS
18,2%
PIS/COFINS
5,1%
Tributos
23,3%

Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
51. 
A tabela a seguir apresenta a variação dos custos de compra de energia entre os 
considerados no último processo tarifário e o atual reajuste: 
 
Tabela 12. Detalhamento da compra de energia 
 
 
52. 
Os custos de transmissão impactaram o reajuste em 3,19%. Sobre esse item, destaca-
se a aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas 
Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias 
nº 2.725 e nº 2.726, ambas de julho de 2020. 
 
53. 
A expressiva variação dos custos de Rede Básica e Conexão decorre: (i) das cassações 
das liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do 
processamento de revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas 
devido à ausência de definição de metodologia empregada; e (iii) do aumento de custos referentes 
a novas instalações de transmissão.  
4,70%
0,67%
0,30%
0,20%
-0,15%
0,16%
1,73%
1,79%
0,00%
Total
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.929.402
        
5.932.696
        
0,1%
275,18
     
289,83
     
5,3%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
3.197.390
        
3.197.390
        
0,0%
216,28
     
228,55
     
5,7%
Madeira e Belo Monte
3.538.591
        
3.538.591
        
0,0%
138,34
     
145,70
     
5,3%
Cota Angra I e Angra II
918.040
            
892.242
            
-2,8%
269,75
     
249,64
     
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
5.928.995
        
6.123.623
        
3,3%
107,98
     
114,73
     
6,2%
Itaipu
4.895.653
        
4.678.944
        
-4,4%
309,40
     
362,26
     
17,1%
Bilateral
3.017.854
        
3.015.367
        
-0,1%
283,51
     
361,35
     
27,5%
Proinfa
500.901
            
498.251
            
-0,5%
-
           
-
           
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(4.342.193)
   
(4.283.028)
   
-1,4%
220,64
     
243,83
     
10,5%
TOTAL
23.584.634
  
23.594.077
  
0,0%
216,79
     
238,68
     
10,1%

54. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 3,89%. 
Destaca-se que está sendo considerado o valor provisório de orçamento da CDE – USO para a 
distribuidora, decorrente do cálculo preliminar das cotas anuais da CDE para o ano de 2021, objeto 
da CP 072/202020. A diferença entre essa previsão e o valor considerado no processo tarifário de 
2020 impactou o efeito médio em 0,48%. 
 
55. 
Destaca-se ainda a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de novo 
componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, referente ao pagamento do 
empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. Os montantes 
recolhidos destinam-se ao pagamento da operação financeira realizada para alívio do caixa das 
distribuidoras em 2020 e para a amenização dos efeitos tarifários no período de pandemia de Covid-
1921. O custo anual estimado, que consta do Despacho nº 939/2021-SGT/ANEEL, de 5 de abril de 
2021, está sendo considerado neste processo em dois componentes distintos, TE e na TUSD, com 
impactos tarifários respectivamente de 1,73% e 1,24%. 
 
3. Análise Parcela B 
 
56. 
A Parcela B, que variou 31,2%, e impactou o reajuste em 7,74%.  A variação citada 
ocorreu principalmente em função da variação do IGP-M, índice definido no contrato de concessão, 
que nos últimos doze meses, variou 31,10%. 
 
4. Análise Financeiros 
 
57. 
Conforme indica a Tabela 9, os componentes financeiros apurados, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, contribuíram com o efeito de -1,91% na atual revisão da 
CPFL Paulista. 
 
58. 
O financeiro que mais impactou o processo, com valor positivo foi a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 7,85%, em decorrência da diferença entre cobertura 
concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos 
pela concessionária no período de apuração da CVA, incluindo-se nestes o custo do risco hidrológico 
associado aos CCGFs, à Itaipu e às usinas Repactuadas. 
 
59. 
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Transporte, com efeito de 2,56%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST 
efetivamente pagas, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020. 
 
20 Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021, 
foram utilizados como previsão (cobertura) os valores provisórios, submetidos pela ANEEL à consulta pública, conforme 
Nota Técnica nº 238/2020-SGT/ANEEL (Documento Sic. 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença 
em relação aos valores efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. 
21 No caso da CPFL Paulista, destaca-se que o crédito associado à Conta Covid contribuiu com a postergação do efeito 
do reajuste tarifário de 2020 de 8 de abril para 1º de julho daquele ano. Ademais, contribui significativamente para 
amenização do efeito médio, via componentes financeiros negativos, conforme indicado na Tabela 9 dessa nota técnica.

60. 
Ainda com impacto positivo, destaca-se também o efeito da liquidação do 
excedente/déficit de energia contratada pela concessionária no mercado de curto prazo 
(Sobrecontratação/Exposição de energia), de 1,22%. O resultado em questão, cerca de 135 milhões, 
contempla as liquidações de energia no curto prazo para os meses de competência de janeiro de 
2020 a janeiro de 2021. 
 
61. 
Por fim, como último componente financeiro como impacto positivo de destaque, 
está aquele associado à perda de receita da CPFL Paulista em função da postergação de aplicação 
das tarifas homologadas por meio da ReH nº 2730/2020, ocorrido entre 8 de abril e 30 de junho de 
2020, no valor de R$ 136.638.433,91, que contribuiu em 1,24% para o efeito médio. 
 
62. 
O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo da 
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo 
tarifário. 
 
Reversão dos valores da Conta COVID  
 
63. 
Com valor negativo merecem destaque os financeiros relacionados à reversão dos 
valores transferidos para a CPFL Paulista de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão 
equivalem à totalidade dos valores recebidos pela CPFL Paulista da CONTA-COVID, devidamente 
atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da ReH 
885/2020, totalizando um impacto total estimado de -7,62%.  
 
Outros mecanismos de mitigação do efeito tarifário 
 
64. 
Além da Conta COVID, graças à postergação da vigência das tarifas, estabelecida na 
ReH nº 2.831/2021, outros mecanismos puderam ser implementados em tempo para o presente 
processo tarifário conforme detalhado abaixo. 
 
Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE: 
 
65. 
A respeito do denominado componente financeiro associado às instalações de 
transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº 
00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020, 
concluiu que: “A remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a 
junho de 2017 – remuneração do custo de capital – deve ser atualizada pela taxa referente ao custo 
de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, 
até 1º de julho de 2020, data do “efetivo pagamento”, sendo incorporada à RAP das transmissoras 
a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo prazo de oito anos.”  
 
66. 
Considerando que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos 
associados não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de 
liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital 
remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020)

descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da 
dívida. Em razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da 
pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa de “reperfilamento” desses pagamentos no prazo 
de 8 anos e de forma gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa, 
avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, cuja Base de Remuneração 
Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a acomodar o custo 
total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos recursos 
administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos da Lei nº 
12.783, de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, todas de 30 de 
junho de 2020, que homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida – 
RPR de 2018, conforme processos listados na Tabela 13. 
  
Tabela 13 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.  
  
 Concessionária  
Contrato de Concessão  
Processo de Revisão (SIC)  
CEEE-GT  
055/2001  
48500.000753/2019-29  
CELG G&T  
063/2001  
48500.000752/2019-84  
CEMIG-GT  
006/1997  
48500.000751/2019-30  
CHESF  
061/2001  
48500.000750/2019-95  
COPEL-GT  
060/2001  
48500.000749/2019-61  
CTEEP  
059/2001  
48500.000748/2019-16  
ELETRONORTE  
058/2001  
48500.000747/2019-71  
ELETROSUL  
057/2001  
48500.000746/2019-27  
FURNAS  
062/2001  
48500.000745/2019-82  
   
67. 
Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para 
o ciclo 2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema 
Elétrico – ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB 
e de Fronteira – TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados. 
 
68. 
Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e 
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, data a partir da qual serão efetivamente 
aplicadas. Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, optou-se, de 
forma excepcional, por antecipar o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às 
distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro semestre. Dessa forma, foi calculado 
um componente financeiro negativo, no valor de R$ -153.814.073,61, equivalente ao montante de 
redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de 
transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica 
nos processos tarifários de distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução 
tarifária de -1,39%. 
 
Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de 
Reativos – UDER:
  Concessionária    Contrato de Concessão      Processo de Revisão (SIC)  
CEEE-GT      055/2001    48500.000753/2019-29    
CELG G&T      063/2001    48500.000752/2019-84    
CEMIG-GT      006/1997    48500.000751/2019-30    
CHESF      061/2001    48500.000750/2019-95    
COPEL-GT      060/2001    48500.000749/2019-61    
CTEEP      059/2001    48500.000748/2019-16    
ELETRONORTE      058/2001    48500.000747/2019-71    
ELETROSUL      057/2001    48500.000746/2019-27    
FURNAS      062/2001    48500.000745/2019-82    

69. 
Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de 
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não 
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela 
B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP.  
 
70. 
No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a 
pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, está sendo 
considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão 
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados 
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. 
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ -261.513.699,81, 
que contribuiu com uma redução tarifária de -2,37%. 
 
71. 
Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que 
ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de 
UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles 
revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. 
aplicado ao montante antecipado. 
 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (ReHs nº 414/2010 e 376/2009):   
 
72. 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos 
à modicidade tarifária, associados ReHs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos 
pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e 
seus consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não 
puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN 
nº 414/2010; e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data 
de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 
376/2009. 
 
73. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício 
Circular nº 08/2021, a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 
representa R$ -21.217.119,73, contribuindo para redução do efeito em -0,19%. 
 
74. 
Cumpre ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por 
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.  
 
Diferimento de Itaipu (Decreto nº 10.665/2021):   
 
75. 
Conforme mencionado no início desta Nota Técnica, em 31 de março de 2021, foi 
publicado o Decreto Federal nº 10.665, de 31/03/2021, que possibilitou, mediante prévio 
requerimento da distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes 
do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de 
Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários realizados e 
projetados para o período do diferimento.

76. 
Por intermédio da Carta CTA-DFFO – 0889/202122, a Eletrobrás informou que, de 
acordo com o Fluxo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, 
o resultado da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, após a inadimplência, é de 
R$ 978.000.890,10. 
 
77. 
Adicionalmente, por e-mail23, o Ministério de Minas e Energia informou a ANEEL 
sobre excedentes financeiros da ordem de USD 100,0 milhões (previstos para os próximos 8 meses) 
que poderiam ser disponibilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras, nos termos do 
Decreto nº 10.665, de 31 de março de 2021. 
 
78. 
Por meio da Carta nº Carta 61/RR/CPFL Paulista/2021, de 19 de abril de 2021, a CPFL 
Paulista formalizou o interesse em diferir os pagamentos à Eletrobrás provenientes do repasse da 
potência contratada de Itaipu, nos termos do Artigo 2º do Decreto nº 10.665/2021. 
 
79. 
Observando o Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu informado pela 
Eletrobrás, bem como o montante adicional informado pelo MME, e a necessidade de redução 
tarifária individual das distribuidoras, os recursos alocados para a CPFL Paulista alcançam a monta 
de R$ 190.242.224,79 e cuja aplicação, na forma de um componente financeiro negativo, resultou 
em uma atenuação tarifária de -1,73%. 
 
80. 
Para o cálculo, foram observados critérios como: i) maior necessidade de atenuação 
tarifária, após esgotadas todas as medidas de contenção adotadas, observando-se as projeções para 
todas as distribuidoras ao longo do ano; e ii) nível máximo de comprometimento da remuneração 
de capital, contida na Parcela B, para todas as distribuidoras. 
 
81. 
Ressalta-se que a SGT está instruindo o processo nº 48500.001671/2021-16, por meio 
do qual detalhará o cálculo e os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de 
Comercialização de Itaipu para a modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos 
dos pagamentos à Eletrobrás. 
 
 
Diferimento de Parcela B: 
 
82. 
Por fim, adicionalmente às medidas adotadas para mitigação das tarifas, por meio da 
Carta 61/RR/CPFL Paulista/2021, a CPFL Paulista concordou com diferimento adicional de R$-
214.909.375,09, referentes à Parcela B, o que contribuiu com efeito em -1,95%. O valor em questão 
deverá ser revertido no próximo processo tarifário, sendo garantida à concessionária a correção 
pelo IPCA. 
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
 
22 Documento Sic nº 48513.009692/2021 
23 Documento Sic. nº 48581.000686

83. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora 
no período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de abril/2020 a março/2021 e leva em consideração o provimento de 
diferenças devidas à postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 22 de abril a 30 de junho 
de 2020. 
 
 
Tabela 22. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
VI. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
84. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei 
no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de 
fevereiro de 1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 014/1997-DNAEE/MME. 
 
 
VII. CONCLUSÃO 
 
85. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 014/1997-
DNAEE/MME, no que consta do Processo nº 48500.005015/2020-10 e nas informações contidas 
nesta Nota Técnica, opina-se: 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(3.906)
              
22.380.882
     
22.376.975
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
166.512
           
2.909.829
        
3.076.341
        
Subsídio Distribuição
355.754
           
530.689
           
886.444
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(39.286)
            
3.096.446
        
3.057.160
        
Subsídio Rural
(552.508)
          
5.187.172
        
4.634.664
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
861.482
           
3.370.116
        
4.231.597
        
Total
788.048
           
37.475.134
     
38.263.182

a) pela aprovação do resultado do reajuste tarifário anual de 2021 da CPFL Paulista, 
a vigorar a partir de 22/04/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 8,95%, sendo de 9,60%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 8,64%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão; 
 
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso 
exclusivo; 
 
d) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos 
subsídios retirados da estrutura tarifária. 
 
 
 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA  
Especialista em Regulação  
FRANCISCO MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
 
ANDRÉ VALTER FEIL 
Especialista em Regulação 
OTÁVIO GALEAZZI 
Especialista em Regulação  
 
 
 
De acordo 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte. 
 
Equipe 
Atividade 
Otávio Henrique Galeazzi Franco 
Coordenador - Processos Tarifários 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Leonardo de Araújo Silva  
Técnico Responsável 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Diego Luis Brancher 
Coordenador Adjunto – Estrut. Tar. e Mercado 
Adriano Almeida Trindade 
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Equipe  Atividade
Otávio Henrique Galeazzi Franco  Coordenador - Processos Tarifários
Francisco de Mattos Faé
Leonardo de Araújo Silva  Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável

Marco Aurélio Silva do Santos 
Suporte – SAMP 
Aline Oliveira Moura 
Suporte – Sistemas 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização -  
André Valter Feil 
CVA 
Vinicius Menezes Rodovalho 
Descontratações - REN 711/2016 
Wendell Cassimiro da Silva 
Encargos de Transmissão 
 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão 
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) 
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à 
prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita 
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)24, os quais têm caráter normativo e consolidam 
a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na 
legislação setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com 
as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 
Procedimentos Gerais 
1.4 
28/03/2016 
3.2 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
26/01/2018 
3.3 
Custos de Transmissão 
1.0 
17/03/2014 
3.4 
Encargos Setoriais 
1.0 
17/03/2014 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
28/03/2016 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.5 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
 
24 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.
Aline Oliveira Moura  Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes
André Valter Feil
Vinicius Menezes Rodovalho  Coordenador – Encargos e Comercialização -
CVA
Descontratações - REN 711/2016
Wendell Cassimiro da Silva  Encargos de Transmissão
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1      Procedimentos Gerais      1.4      28/03/2016    
3.2      Custos de Aquisição de Energia      1.1      26/01/2018    
3.3      Custos de Transmissão      1.0      17/03/2014    
3.4      Encargos Setoriais      1.0      17/03/2014    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      28/03/2016    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.5      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    

5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
5.9 
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – 
CFURH 
1.1 
01/01/2021 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e 
Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e 
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de 
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta 
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as 
tarifas econômicas homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, 
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade. 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes 
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das 
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de 
capital eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia 
elétrica. 
 
8. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
5.4    Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER  1.0  28/12/2018  
5.5    Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  1.1  31/05/2016  
5.6    Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE  1.1  23/10/2018  
5.9    Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos –
CFURH  1.1  01/01/2021  
  Módulo 6 – Demais Procedimentos        
6.1    Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia  1.0  28/03/2016  
6.2    Itaipu  1.0  01/06/2017  
6.3    Encargos de conexão A1  1.0  18/04/2012  
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e        
  Obrigações        
10.2    Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  23/03/2015  

9. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do 
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula 
Sétima do Contrato de Concessão: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT

+
=
 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em 
função do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, 
e o “Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e 
a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice 
que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à 
“Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá 
novo índice a ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
Período de 12 meses 
Referência 
DR
DR
VPA0 
VPB0 
VPA1 
VPB1 
RA
Referência


III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; 
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição e (iii) Custo de aquisição 
de energia elétrica e geração própria. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 
605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE 
tem como finalidade: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,  
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade 
de modicidade tarifária,  
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural 
e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,

• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica 
(regulamentado pelo Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução 
das tarifas das concessionárias de distribuição;  
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, 
mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de 
distribuição e transmissão de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio 
dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder 
Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, 
com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
b) quota anual da CDE – CONTA COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é 
paga por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta 
COVID, nos termos da REN 885/2020,0 mediante encargo tarifário incluído nas 
tarifas de energia elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela 
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, 
em atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na 
Resolução Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo 
tarifário para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta 
COVID.  
 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura 
do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 
do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. 
Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;

iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração 
de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos 
minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia 
de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. 
O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, 
compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da 
ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua 
capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência 
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita 
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de 
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da 
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos 
percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT 
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
17. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST 
celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo 
ONS, com base nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela 
ANEEL. Essa tarifa depende da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) 
para cobrir os custos decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do 
Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, 
e TUSTFR, referente ao uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras 
quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede 
Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-partes.

18. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes 
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, 
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, e a partir 
das tarifas vigentes. 
 
19. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos 
da REH 2.258, de 27 de junho de 2017, além de considerar as informações presentes no SIGET - 
Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
20. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, 
para conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos 
pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento 
das distribuidoras de energia elétrica. 
 
21. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
22. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do 
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução 
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de 
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação 
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores 
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de 
serviço, sem efeitos retroativos. 
 
23. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo 
de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. 
A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação 
do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada 
pela ANEEL, em R$/MW. 
 
24. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos 
pelas concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema 
de Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A 
despesa é calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação 
Eficiente (montante faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), 
multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia

25. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
26. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação 
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
27. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 
4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela 
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos 
de compra de energia vigentes na data da revisão. 
 
28. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
• 
Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da publicação 
da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema Isolado antes da Medida 
Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de licitação realizada na modalidade 
de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente 
da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação 
pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos 
firmados entre concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
• 
Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – 
CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 5.163, de 2004, para 
empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
• 
Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 2004, em 
decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente, para contratações 
de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos, para fins de possibilitar a 
complementação do montante de energia elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas 
cargas.  
 
• 
Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de 
distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a metodologia para o cálculo das cotas 
– parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, de 16/9/2008; 
 
• 
Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e Angra II 
com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional – SIN 
adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 11 Lei nº 12.111, de 
9/12/2009;  
 
• 
Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas 
e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – 
PROINFA;

• 
Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia física de energia 
e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Lei n° 12.783, de 2013; 
incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em 
Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
• 
Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria da 
concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem os 
Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, com redação 
dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• 
Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com mercado 
inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de 
outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e 
venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
• 
Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos conectados 
diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: hidráulicas com capacidade 
instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a 
setenta e cinco por cento (não existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa 
ou resíduos de processo como combustível). 
 
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
29. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas 
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não 
técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A 
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o 
atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
30. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não 
técnicas dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas 
representam o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos 
processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não 
técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas 
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, 
erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição, dentre outros. 
 
31. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de 
distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas 
Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica25.  
 
 
25 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução 
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada 
acessante da referida instalação.

32. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto 
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os 
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
33. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
34. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 
10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
35. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits26 considerando o período de 
referência em questão.  
 
36. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos 
Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com 
Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
37. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.  
 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
38. 
O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que 
estabelece que o Valor da Parcela “B”, VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de 
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
 
26 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, 
ambos relativos ao período de referência.

VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e 
a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
39. 
Já o valor da Parcela “B” (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é 
calculado da seguinte forma: 
 
VPB1 = VPB0 x (IGPM – X) 
onde: 
 
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do 
índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior 
à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL 
estabelecerá novo índice a ser adotado; e 
 
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
40. 
O Fator X27 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme 
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o 
equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir 
essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
41. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das 
unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das 
distribuidoras 
 
42. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2 – Custos Operacionais do PRORET. 
 
43. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a 
variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.  
 
 
 
27 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator

III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE 
ECONÔMICO 
 
44. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica 
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigação legais e 
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET28. 
 
45. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste 
tarifário anual são:  
 
i) Neutralidade dos Encargos Setoriais: Em conformidade com o disposto na 
Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a neutralidade dos 
encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos 
encargos setoriais faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no 
processo tarifário anterior, devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, 
conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e 
Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são 
atualizados pela Selic29. 
• Em observância ao Submódulo 4.2 e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na 
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais 
das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos 
de Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a 
fiscalização, foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de 
pagamento associados ao cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos 
contratos de compra de energia.  
 
28 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em 
http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
29 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, 
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil 
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa 
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos 
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros 
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à 
data do reajuste.

• A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos 
no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar 
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° 
da Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em 
Processamento considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, 
levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na 
definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem 
como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada.  
 
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado 
conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET30, aprovado pela REN nº 703, de 15 
de março de 2016.  
 
iv) Recálculo da Sobrecontratação de Energia: Conforme 32ª reunião pública ordinária 
da diretoria de 2017, realizada em 29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-
55, a diretoria da ANEEL determinou à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do 
repasse da Sobrecontratação de Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro 
de 2014, em função das recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes 
Financeiros elencados no Submódulo 4.4 do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a 
cada processo de reajuste tarifário.  
 
IV. 
ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
46. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia 
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
47. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras 
são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual 
foi criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
48. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às 
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e 
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária 
vigente. 
 
49. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, 
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta 
 
30 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf

Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
V. 
SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
50. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o 
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes 
sobre as tarifas aplicáveis aos: 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. 
 
51. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve 
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos 
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT deve utilizar o mercado considerado no período de referência 
deste processo tarifário. 
 
 
VI. 
METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO 
PAGAMENTO DA CDE  
 
52. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
53. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, 
visando uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, 
a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201631, de 14 de junho 
de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de 
tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas 
tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
54. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta 
CDE, as cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à 
mesma competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando 
ciência à CCEE sobre as glosas realizadas. 
 
 
 
 
 
31 Publicada em 16 de junho de 2016.

Anexo II 
Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens 
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os 
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do 
PRORET32. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na 
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para 
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no 
cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 10,54% 
e está detalhado no gráfico a seguir:  
 
32 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. 
Pela aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo 
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já 
pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.

Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,81% de redução no 
reajuste das tarifas. 
5. 
A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram 
significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.  
ESS/EER 
6. 
Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio 
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação 
de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde 
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o 
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.

Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
 
 
7. 
Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no 
processo tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão 
apresentados nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3. 
 
 
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$10
R$0
R$10
R$20
R$30
R$40
R$50
R$60
R$70
R$80
R$90
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura

Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho 
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros 
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor 
de R$ -108.152.638,04, o que representou uma redução no impacto da CVA de 0,96%. 
 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de 
compra de energia da distribuidora.  
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
 
R$0
R$5
R$10
R$15
R$20
R$25
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura

10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela 
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura 
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a 
área em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
11. 
A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia 
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
 
204
200
197
199
201
209
205
205
203
216
239
228
211
201
201
201
213
217
217
217
217
217
217
217
217
217
 (200)
 (150)
 (100)
 (50)
 -
 50
0
50
100
150
200
250
300
jan-20
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura

Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
 
12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de 
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, 
e a cobertura tarifária econômica concedida.

Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 7,85% pode ser segregado para 
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e 
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade 
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas 
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão 
detalhados no gráfico a seguir a seguir.  
 
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
 
14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da 
CVA. 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
CCEAR-Q
CCEAR-D
CCEN
Itaipu
BILATERAL
CCGF
MCSD
MCSD EN
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura

Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia, 
segregado em Método 2 e 3 
 
 
Glosa de Energia 
 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma 
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo

16. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 
703, de 15 de março de 2016, sendo obtidos os seguintes resultados: 
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora 
entre 01/01/2020 e 01/01/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em 
R$ 133.033.427,87 a preços de abril/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 3.261.063,97 MWh, que representa 
13,81% do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo 
considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante 
definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor recalculado com o montante de 
exposições/sobrecontratações involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste 
processo tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2022. 
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação 
do ano civil de 2018 a 2020. 
• O Despacho nº 2.508/2020 homologou os valores da exposição e sobrecontratação 
involuntária para os anos de 2016 e 2017. Desta forma, os limites de repasse puderam ser 
aplicados, no entanto como os limites da sobrecontratação excedem o nivel de contratação 
apurado, não houveram ajustes nos valores anteriormante calculados. 
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de 
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado 
financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ 1.947.329,16. 
17. 
Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das recontabilizações, 
é de R$ 134.980.757,03, já atualizado para preços de abril/2021, com impacto de 1,22% no reajuste 
das tarifas. 
18. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de 
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.

Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
19. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de 
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro 
no mercado de curto prazo33 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
Conta Bandeira 
20. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar 
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. 
 
33 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com 
base na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço 
e tarifa média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço 
Médio dos contratos (Pmix).  
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
R$ 11,1
R$ 18,0
R$ 76,4
R$ 72,2
R$ 44,3
R$ 51,2
R$ 52,3
R$ 14,4
-R$ 2,6
-R$ 33,1
-R$ 4,6
-R$ 4,5
0
100
200
300
400
500
600
-40
-20
0
20
40
60
80
100
fev/20
mar/20
abr/20
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)

Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta 
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens 
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta 
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão 
de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
21. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada 
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta 
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas 
Repactuadas foi de 2,16%.  
22. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, 
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e 
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 6,04%34.  
 
 
34 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e 
Usinas Repactuadas.

Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
23. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, 
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o 
limite de sobrecontratação involuntária para o período.

Anexo III – Análise de Pleitos específicos 
Por meio da Carta nº 031/RR/CPFL Paulista/2021, de 09 de março de 2021 a CPFL Paulista 
apresentou sua proposta de Reajuste Tarifário Anual de 2021. Embora a maioria dos pontos 
elencados na carta refiram-se à simples aplicação das regras ordinárias, comuns a qualquer processo 
tarifário, constam também pleitos específicos que merecem resposta no presente anexo técnico.  
 
Pleito  
 
2.4.6. Excedente de Energia de agentes supridos com mercado inferior a 500GW/ano 
 
De acordo com a REN 885/2020, foi afastado para o ano civil de 2020 a aplicação da 
penalidade de suprimento fora da faixa de tolerância de 90% a 110% da energia anual contratada a 
que se refere o Submódulo 11.1 do PRORET, aplicável a distribuidora do SIN com mercado próprio 
inferior a 700 GWh/ano, conforme transcrito abaixo. Sendo assim, não haverá consideração de 
componente financeiro correspondente neste processo tarifário. 
“Art. 14. Fica afastada, para o ano civil de 2020, a aplicação da penalidade de suprimento fora da 
faixa de tolerância de 90% a 110% da energia anual contratada a que se refere o Submódulo 11.1 
do PRORET, aplicável a distribuidora do SIN com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano.” 
 
Resposta SGT: Pleito acatado.  
 
Trata-se de simples aplicação de regulamento vigente, específica ao ano civil de 2020.  
 
 
 
Pleito  
 
2.4.9. Compensação por MMGD 
 
A REN 482/2012 estabelece o funcionamento do sistema de compensação de energia elétrica, no 
qual o faturamento da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída deve ser 
deduzido da energia injetada e de eventual crédito de energia acumulado em ciclos de faturamento 
anteriores. 
Conforme dispositivo de voto que subsidiou o resultado da Audiência Pública nº 026/2015, de 
aprimoramento da Resolução Normativa nº 482/2012 (processo 48500.004924/2010-51), a 
compensação ocorre tanto sobre a TUSD quanto sobre a TE e seus efeitos econômicos devem ser 
observados. No voto indicava-se o ano de 2019 para tal discussão. Esse ano de fato deu seguimento 
ao debate com a sociedade sobre tais questões, mediante Audiência Pública nº 01/19 e Consulta 
Pública nº 25/2019. 
 
O Grupo CPFL apresentou contribuição, na Audiência Pública nº 01/19, que reconhecesse as frações 
que a compensação extrai da concessionária sem que essa tenha capacidade de recomposição, a 
saber sobre components de Fio A, Perdas e Fio B.

Sob o exposto, esta Concessionária apurou componente financeiro para recomposição dos valores 
compensados durante o período referente ao ano civil de 2020, abrangendo as componentes 
citadas, excluída a base CVA, num total de R$ 54.457 mil, atualizado pela variação da taxa SELIC. 
 
 
Resposta SGT: Pleito não acatado.  
 
O assunto em tela está sendo tratado em outro processo administrativo, o qual contempla 
especificamente o aprimoramento da Resolução Normativa nº 482/2012-SRD/ANEEL. Não cabe à 
SGT, no âmbito de processos tarifários ordinários, afastar a aplicação de regras vigentes ou tomar 
decisões a respeito de assuntos que não são de sua competência exclusiva. Por essas razões, o pleito 
em questão não foi analisado ou acatado pela SGT.  
 
 
 
Pleito 
 
2.4.12. Ajuste de Processo anterior 
 
Verificou-se que para definição do total de CVA de energia homologado no RTA/20, foi considerada 
a energia de Proinfa de uma permissionária, juntamente com o montante da distribuidora, 
distorcendo o resultado final. Como os valores considerados por essa Agência são extraídos 
diretamente do relatório CTO, não foi possível verificar essa diferença durante o processo anterior. 
Além disso, no processo anterior não foi possível a adequação de um custo apresentado no cálculo 
da CVA, uma vez que tal valor ainda não estava refletido nos relatórios encaminhados pela CCEE. 
Dessa forma, essa concessionária solicita que tal ajuste seja realizado e refletido no processo em 
discussão. A consideração dos valores de R$ -91 mil no processo atual, se faz importante para 
adequação do cálculo realizado no processo anterior. 
 
Resposta SGT: Pleito acatado.  
A diferença indicada foi capturada no processo de apuração da CVA em processamento de 2021.