VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003566/2021-11 e 48500.002245/2022-66 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: Cooperativa Aliança 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição - SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Cooperativa Aliança, a vigorar a partir de 
29/08/2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção 
por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a 2027, após conclusão da fase da Consulta 
Pública nº 28/2022. 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 145/2002, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Cooperativa Aliança - Cooperaliança, 
estabelece a data de 29 de agosto de 2022 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária. 
 
3. 
Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o presente 
processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
A Resolução Normativa nº 1.0081, de 15 de março de 2022, dispôs sobre a Conta Escassez 
Hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE. 
 
5. 
Em 8 de maio de 2022, por meio do Memorando nº 88/20222 a Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Distribuição informou os montantes apurados de perdas elétricas na 
distribuição da concessionária.  
 
1 Disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20221008.pdf. 
2 Documento SIC nº 48554.000818/2022-00

6. 
Em 24 de maio de 2022, durante a 18ª RPO da Diretoria Colegiada da ANEEL, o resultado 
preliminar da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Cooperativa Aliança foi apresentado, sendo 
instaurada a Consulta Pública nº 28/2022, realizada entre 25 de maio de 2022 e 9 de julho de 2022, para 
colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 
da Cooperaliança. 
 
7. 
Em 24 de junho de 2022, a ANEEL realizou Audiência Pública virtual na qual foram 
apresentados o resumo da metodologia empregada nos processos de revisão tarifária, os resultados 
preliminares  do reposicionamento tarifário e os limites dos indicadores de continuidade de Duração 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção 
por Unidade Consumidora – FEC, para 2023 a 2027. 
 
8. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista o processo de desestatização da Eletrobrás 
indicado na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu autorizar a 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT a aplicar os procedimentos e realizar o tratamento tarifário 
associado ao rateio do aporte inicial decorrente da capitalização da Eletrobrás, conforme proposta 
preliminar indicada na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL3, de 20 de junho de 2022, sendo instituída, 
portanto, a CDE Modicidade Eletrobrás. 
 
9. 
Em 22 de julho de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 50/2022-SRD/ANEEL4, que 
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos limites 
dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Cooperaliança, 
para os anos de 2023 a 2027.  
 
10. 
Em 25 de julho de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, 
por intermédio do Memorando nº 206/2022-SFF/ANEEL5, informou a validação dos dados para a 
composição da Base de Remuneração da distribuidora. 
 
11. 
Em 4 de agosto de 2022, por meio do Memorando nº 222/2022-SFF/ANEEL6 foram 
prestadas as informações concernentes à validação de pagamentos da Parcela A, Garantias Financeiras, 
Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora. 
 
12. 
No mesmo dia, por meio da Nota Técnica nº 54/2022-SGT/ANEEL7, a SRD realizou a análise 
das contribuições referentes às perdas de distribuição recebidas na Consulta Pública nº 28/2022, 
concluindo pela manutenção dos valores informados no Memorando nº 88/2022-SRD/ANEEL8. 
 
 
3 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00. 
4 Documento SIC nº 48554.001507/2022-00. 
5 Documento SIC nº 48536.002669/2022-00. 
6 Documento SIC nº 48536.002808/2022-00. 
7 Documento SIC nº 48554.001722/2022-00. 
8 Documento SIC nº 48554.000818/2022-00.

13. 
Tendo em vista a ausência de contribuições relatas à sua competência na Consulta Pública 
nº 28/2022, a SGT não emitiu nota técnica de análise de contribuições.  
 
14. 
Nos dias 15 e 17 de agosto de 2022, foram realizadas reuniões com os representantes da 
Cooperaliança9 e do seu conselho de consumidores10, respectivamente, para tratar do resultado final da 
revisão tarifária da distribuidora. 
 
15. 
No dia 17 de agosto de 2022, a proposta final do cálculo da revisão tarifária foi 
encaminhada, via e-mail, à Cooperaliança e ao conselho de consumidores11. 
 
16. 
Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica 
nº 167/2022-SGT/ANEEL12, de 18 de agosto de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica 
da Cooperaliança. 
 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
17. 
Trata – se da análise do resultado do processo de Revisão Tarifária Periódica de 2022 da 
Cooperativa Aliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022, e definição dos correspondentes limites 
dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC 
e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a 
2027, após conclusão da fase da Consulta Pública nº 28/2022. 
 
18. 
A revisão das tarifas da Cooperaliança, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,24%, sendo de 3,46%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 8,16%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
19. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
9 Documento SIC nº 48581.002187/2022-00 
10 Documento SIC nº 48581.002189/2022-00 
11 Documento SIC nº 48581.002188/2022-00. 
12 Documento SIC nº 48581. 002176/2022-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
3,46%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,16%
Efeito Médio AT+BT
6,24%

20. 
O efeito médio de 6,24% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 11,05%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 7,14%; (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de -2,92%; e (iv) da subvenção prevista na Lei 14.299/2022, de 5 de jaeniro de 2022, que 
representou o impacto de -9,03%.  
 
21. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
 
Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
22. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com 
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes. 
 
23. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
9,36%
3,05%
-2,02%
0,00%
0,65%
7,14%
-2,92%
-9,03%
6,24%
Encargos
Transporte
Energia
RI
Distribuição Financeiros
2022
Retirada de
Financeiros
Efeito Lei
14.299/2022
Efeito
Médio

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
 
24. 
O reposicionamento econômico de 11,05% é derivado das variações de custos da Parcela 
A e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
82.392.645
          
93.759.780
           
13,8%
10,40%
77,2%
Encargos Setoriais
17.253.431
          
27.487.029
           
59,3%
9,36%
22,6%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
130.010
                
132.162
                 
1,7%
0,00%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
13.025.415
          
19.906.891
           
52,8%
6,29%
16,4%
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás
-
                         
(2.510.000)
            
0,0%
-2,30%
-2,1%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
956.638
                
5.567.368
              
482,0%
4,22%
4,6%
PROINFA
2.149.824
             
3.322.149
              
54,5%
1,07%
2,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
991.542
                
1.068.458
              
7,8%
0,07%
0,9%
Custos de Transmissão
20.706.590
          
24.043.997
           
16,1%
3,05%
19,8%
MUST Itaipu
-
                         
416.696
                 
0,0%
0,38%
0,3%
Transporte de Itaipu
-
                         
598.525
                 
0,0%
0,55%
0,5%
Uso do sistema de distribuição
20.706.590
          
23.028.776
           
11,2%
2,12%
19,0%
Custos de Aquisição de Energia
44.369.009
          
42.161.403
           
-5,0%
-2,02%
34,7%
Receitas Irrecuperáveis
63.616
                  
67.351
                   
5,9%
0,00%
0,1%
PARCELA B
26.956.699
          
27.669.405
           
2,6%
0,65%
22,8%
Custos Operacionais
16.747.712
          
16.375.435
           
-2,2%
-0,34%
13,5%
Anuidades
2.654.303
             
2.941.992
              
10,8%
0,26%
2,4%
Remuneração
6.194.789
             
6.978.314
              
12,6%
0,72%
5,7%
Depreciação
3.901.875
             
4.146.688
              
6,3%
0,22%
3,4%
UD+ER+OR
(2.541.979)
           
(2.773.024)
            
9,1%
-0,21%
-2,3%
RT considerando a varição tarifária da RTE
109.349.344
        
121.429.185
         
11,05%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
7.808.264
              
7,14%
CVA em processamento - Energia
(92.524)
                  
-0,08%
CVA em processamento - Transporte
789.181
                 
0,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.295.128
              
5,76%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(48.162)
                  
-0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
857.134
                 
0,78%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
284.650
                 
0,26%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(700.018)
                
-0,64%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
7.595
                      
0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
(156.203)
                
-0,14%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
75.393
                   
0,07%
Ajuste CUSD
(195.389)
                
-0,18%
Previsão do Risco Hidrológico
4.304.973
              
3,94%
Reversão do Risco Hidrológico
(2.060.977)
            
-1,88%
Conselho de Consumidores 
(348.854)
                
-0,32%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(1.203.663,38)
       
-1,10%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,92%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (Sem Lei 14.299/2022)
15,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (Com Lei 14.299/2022)
6,24%
Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação
Verificada (R$) (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 8 2.392.645 9 3.759.780 13,8% 10,40% 77,2%      
Encargos Setoriais 1 7.253.431 2 7.487.029 59,3% 9,36% 22,6%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 30.010 1 32.162 1,7% 0,00% 0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 1 3.025.415 1 9.906.891 52,8% 6,29% 16,4%
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás - ( 2.510.000) 0,0% -2,30% -2,1%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 9 56.638 5 .567.368 482,0% 4,22% 4,6%
PROINFA 2 .149.824 3 .322.149 54,5% 1,07% 2,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9 91.542 1 .068.458 7,8% 0,07% 0,9%      
Custos de Transmissão 2 0.706.590 2 4.043.997 16,1% 3,05% 19,8%      
MUST Itaipu - 4 16.696 0,0% 0,38% 0,3%
Transporte de Itaipu - 5 98.525 0,0% 0,55% 0,5%
Uso do sistema de distribuição 2 0.706.590 2 3.028.776 11,2% 2,12% 19,0%      
Custos de Aquisição de Energia 4 4.369.009 4 2.161.403 -5,0% -2,02% 34,7%      
Receitas Irrecuperáveis 6 3.616 6 7.351 5,9% 0,00% 0,1%      
PARCELA B 26.956.699 27.669.405 2,6% 0,65% 22,8%      
Custos Operacionais 1 6.747.712 1 6.375.435 -2,2% -0,34% 13,5%
Anuidades 2 .654.303 2 .941.992 10,8% 0,26% 2,4%
Remuneração 6 .194.789 6 .978.314 12,6% 0,72% 5,7%
Depreciação 3 .901.875 4 .146.688 6,3% 0,22% 3,4%
UD+ER+OR ( 2.541.979) ( 2.773.024) 9,1% -0,21% -2,3%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 1 09.349.344 1 21.429.185 11,05% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 7 .808.264 7,14%      
  (92.524) -0,08%    
  7 89.181 0,72%    
  6 .295.128 5,76%    
  ( 48.162) -0,04%    
  8 57.134  0,78%
0,26%
-0,64%
0,01%  
  2 84.650    
  ( 700.018)    
  7 .595    
  ( 156.203) -0,14%    
  AR) 7 5.393 0,07%    
  ( 195.389) -0,18%    
Previsão do Risco Hidrológico 4 .304.973 3,94%
Reversão do Risco Hidrológico ( 2.060.977) -1,88%
Conselho de Consumidores ( 348.854) -0,32%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária ( 1.203.663,38) -1,10%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,92%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (Sem Lei 14.299/2022) 15,26%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (Com Lei 14.299/2022) 6,24%      

25. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representou 77,2% dos custos da concessionária, com impacto 
tarifário de 10,40%. 
 
26. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 9,36%, com destaque para a 
nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 6,29%, o aumento dos ESS e EER, 
com impacto de 4,22%, e do Proinfa, com impacto de 1,07%. 
 
27. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,30% associada à nova 
CDE Modicidade Eletrobrás, cuja aplicação da proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota 
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi autorizada pela Diretoria Colegiada da ANEEL. 
 
28. 
Os custos de transporte impactaram a revisão em 3,05%, decorrente, principalmente, da 
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) da Celesc, conforme Resolução 
Homologatória nº 3.094/2022, de 16 de agosto de 2022, que contribuiu com 2,12%. Também contribuiu 
para o impacto, o custos de transporte e MUST associados à energia proveniente de Itaipu, que 
impactaram o processo em 0,55% e 0,38%, respectivamente. 
 
29. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma 
variação no efeito médio de -2,02%, destacando-se a redução de custo da energia decorrente da 
substituição do contrato suprimento, junto a Celesc Distribuição S.A., por contrato realizado mediante 
licitação pública, com a Copel Geração Ltda, que contribuiu com impacto de -2,66%. 
 
Perdas Regulatórias 
 
30. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 6,55% em relação à energia injetada, conforme Memorando nº 88/2022-
SRD/ANEEL. 
 
31. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. 
 
32. 
No caso da Cooperaliança, o ponto de partida para o ano de 2002 foi estabelecido em 
0,28% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução ao longo do ciclo. 
 
Custos da Parcela B 
 
33. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela

distribuidora. A Parcela B variou 2,6% em relação ao processo anterior, impactando em 0,65% o processo 
tarifário. 
 
34. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
35. 
No caso da Cooperaliança, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que os novos valores reconhecidos 
nas tarifas não deverão sofrer adequação ao longo do ciclo. Sendo assim, o componente T do Fator X foi 
definido como 0,00%. 
 
36. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
37. 
A remuneração do capital variou 12,6% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de 0,72%. A situação adveio do aumento da Base de Remuneração 
Líquida, conforme indicado no Gráfico 3. 
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,4%
14,0%
112,6%

38. 
A quota de reintegração regulatória variou 6,3% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,22%. O aumento proveio da variação da Base de 
Remuneração Bruta e do aumento da taxa média de depreciação, em relação a última revisão tarifária (de 
3,86% para 3,98%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos. 
 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
39. 
A cobertura para anuidades variou 10,8% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,26% na revisão. Esse resultado proveio da atualização da Base de Remuneração 
Regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende. 
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
2,4%
3,9%
106,3%

Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
40. 
A outras receitas (OR) se referem as receitas de atividades relacionadas com a concessão 
de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas em duas 
categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que 
são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de 
natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das 
concessionárias.  
 
41. 
A Resolução Normativa nº 1.000/2021 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e demanda 
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado 
“Excedente de Reativos” (ER).  
 
42. 
O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras 
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,21%. 
 
Componentes Financeiros 
 
43. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão: 
 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
-4,2%
15,0%
110,8%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
 
44. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 5,76%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito, bem como 
do aumento do encargo de CDE Uso para o ano de 2022 em relação à cobertura considerada no RTA de 
2021. 
 
45. 
Com relação aos financeiros negativos, destacam-se os itens de mitigação de efeito os quais 
são descritos na seção seguinte. 
 
II.1. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários 
 
46. 
Além do mecanismo econômico da CDE Modicidade Eletrobrás, foram estudados e 
elaborados mecanismos financeiros para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, 
com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a 
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos 
financeiros foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo.  
 
a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
47. 
Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida 
Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de 
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
(92.524)
               
-0,08%
CVA em processamento - Transporte
789.181
              
0,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.295.128
           
5,76%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(48.162)
               
-0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
857.134
              
0,78%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
284.650
              
0,26%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(700.018)
             
-0,64%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
7.595
                   
0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
(156.203)
             
-0,14%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
75.393
                 
0,07%
Ajuste CUSD
(195.389)
             
-0,18%
Previsão do Risco Hidrológico
4.304.973
           
3,94%
Reversão do Risco Hidrológico
(2.060.977)
          
-1,88%
Conselho de Consumidores 
(348.854)
             
-0,32%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(1.203.663)
          
-1,10%
Total
7.808.264
           
7,14%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia (92.524) -0,08%
CVA em processamento - Transporte 789.181 0,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 6.295.128 5,76%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (48.162) -0,04%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  857.134  0,78%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 284.650 0,26%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (700.018) -0,64%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 7.595 0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia (156.203) -0,14%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 7 5.393 0,07%
Ajuste CUSD (195.389) -0,18%
Previsão do Risco Hidrológico 4.304.973 3,94%
Reversão do Risco Hidrológico ( 2.060.977) -1,88%
Conselho de Consumidores (348.854) -0,32%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária ( 1.203.663) -1,10%      
Total 7 .808.264 7,14%      

48. 
O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022, indicou a data de 9 de maio para fixar 
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica, referentes aos montantes de recursos solicitados nos 
Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. À Cooperaliança foram repassados o total 
atualizado de R$ 1.203.663,38 valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o 
efeito do atual processo tarifário em 1,10%. 
 
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de 
melhoria da qualidade 
 
49. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
 
50. 
O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a 
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos potenciais de 
produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas 
definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual 
revisão tarifária, é de 1,63%. 
 
51. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. E como a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser aplicado nos reajustes 
subsequentes da Cooperaliança é de 0,00%. 
 
52. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da 
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre 
as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos 
indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado 
para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em 0,59%.

Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
53. 
A Tabela 4 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em Audiência 
Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
 
54. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta 
Pública foram: 
 
a) Mercado - Na fase consulta pública não estavam disponíveis os dados de mercado dos 
meses de abril a julho/2022 de modo que estes foram projetados a partir dos dados do mês 
de março/2022, ao passo que na fase final foram utilizados dados reais até junho/2022. 
Ocorre que o mercado realizado na versão final foi menor que o estimado na fase de CP, o 
que provocou aumento do efeito tarifário calculado, visto que custos, alguns dos quais de 
natureza fixa, são divididos por uma base menor de clientes. No caso específico da 
Cooperaliança, cita-se como exemplo o valor total da receita econômica requerida, cujo 
valor total estimado na fase de AP foi de R$ 125,4 milhões e de R$ 121,4 milhões na fase 
final. A despeito da redução de 3,19%, em função da redução do mercado, a contribuição 
para o efeito médio associada subiu 2,85%, de 8,20% para 11,05%.  
 
b) Encargos - O efeito associado aos Encargos Setoriais sofreu variação 1,43%. Além da 
variação do mercado, impactou positivamente o efeito: (i) o aumento do encargo de CDE 
Uso em relação ao valor provisório considerado na fase de AP, com variação de efeito de 
1,00%; (ii) do aumento do encargo de Serviço de Sistema e Energia de Reserva (ESS/EER) 
em relação ao previsto na fase de AP, com variação no efeito de 2,55%. Por outro lado, a 
nova comonente CDE Modicidade Eletrobrás, não considerada na fase de AP, amenizou o 
aumento em -2,30%; 
 Descrição 
 CP 28/2022
Receita 
Requerida
(R$) 
 Final
Receita 
Requerida
(R$) 
 Variação 
Receita 
Requerida 
Final/CP 
 CP
Participação 
na Revisão
% 
 Final 
Participação 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
96.033.362
93.759.780
-2,4%
7,40%
10,40%
2,99%
Encargos Setoriais
27.456.156
27.487.029
0,1%
7,93%
9,36%
1,43%
Custos de Transmissão
25.564.791
24.043.997
-5,9%
3,27%
3,05%
-0,2%
Custo de Aquisição de Energia 
42.930.577
    
42.161.403
    
-1,8%
-3,82%
-2,02%
1,8%
PARCELA B
29.393.382
    
27.669.405
    
-5,9%
0,79%
0,65%
-0,14%
Reposicionamento Tarifário
125.426.744
  
121.429.185
  
-3,19%
8,20%
11,05%
2,85%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
12.315.240
    
7.808.264
      
10,62%
7,14%
-3,48%
Retirada dos Financeiros do Processo Anterior
-2,89%
-2,92%
-2,89%
-2,92%
-0,04%
Efeito Médio  (sem Lei 14.299/2022)
15,93%
15,26%
15,93%
15,26%
-0,67%
Efeito Médio (com Lei 14.299/2022)
-
6,24%
-
6,24%
-9,70%
CP 28/2022 Final Variação CP Final
Receita Receita Receita Participação Participação Variação
Descrição
Requerida Requerida Requerida na Revisão na Revisão Total
(R$) (R$) Final/CP % %
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 96.033.362 93.759.780 -2,4% 7,40% 10,40% 2,99%
Encargos Setoriais 27.456.156 27.487.029 0,1% 7,93% 9,36% 1,43%
Custos de Transmissão 25.564.791 24.043.997 -5,9% 3,27% 3,05% -0,2%
Custo de Aquisição de Energia 4 2.930.577 4 2.161.403 -1,8% -3,82% -2,02% 1,8%
PARCELA B 2 9.393.382 2 7.669.405 -5,9% 0,79% 0,65% -0,14%
Reposicionamento Tarifário 1 25.426.744 1 21.429.185 -3,19% 8,20% 11,05% 2,85%

Componentes Financeiros do Processo Atual 1 2.315.240 7 .808.264 10,62% 7,14% -3,48%
Retirada dos Financeiros do Processo Anterior -2,89% -2,92% -2,89% -2,92% -0,04%
Efeito Médio (sem Lei 14.299/2022) 15,93% 15,26% 15,93% 15,26% -0,67%
Efeito Médio (com Lei 14.299/2022) - 6,24% - 6,24% -9,70%

c) Energia - Com relação à compra de Energia, houve aumento do efeito de 2,02%, em 
função do maior custo da energia proveniente das usinas cotistas, abarcadas pela Lei nº 
12.783/2012, e proveniente de Itaipu.  
 
d) Financeiros - Já os componentes financeiros variaram -2,85%, em comparação ao 
apresentado na CP. A diferença decorreu, principalmente da Diferença entre os valores de 
CVA Encargos apurados na fase final em relação às estimativas consideradas na fase 
Consulta Pública, com impacto na variação do efeito de -3,08%. 
 
e) Lei 14.299/2022 – Conforme indicado na Tabela 4 - na fase final dos estudos a 
contribuição para o efeito médio associada à Lei 14.299/2022 foi de -9,03%. Cabe destacar 
que, na fase de Consulta Pública, a redução tarifária correspondente não pôde ser estimada 
em função da não disponibilidade das tarifas finais da Celesc.  
 
Subvenção da CDE e composição das Tarifas 
 
55. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período 
de competência de agosto/2022 a julho/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
agosto/2021 a julho/2022. Cabe esclarecer que o montante mensal indicado abarca a subvenção 
estabelecida na Lei 14.299/2022, que individualmente enseja repasse mensal de R$ 1.107.087,95. 
 
Tabela 5 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
56. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem 
e com tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 713. 
 
 
13 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(24.540)
            
318.828
           
294.288
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
590
                   
3.893
                
4.483
                
Subsídio Rural
(2.647)
              
38.178
             
35.531
             
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(201)
                  
505
                   
304
                   
Subvenção Lei 14.299/2022
(17.040)
            
1.124.128
        
1.107.088
        
Total
(43.838)
            
1.485.532
        
1.441.694
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)    
Subsídio Carga Fonte Incentivada (24.540) 318.828 294.288
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 590 3 .893 4 .483
Subsídio Rural (2.647) 38.178 35.531
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 201) 505 304    
  (17.040) 1 .124.128 1 .107.088  

Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
57. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada na Seção 8.2 do Módulo 8 do 
PRODIST14. 
 
14 “Limites de continuidade do serviço. 
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras devem 
enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus 
conjuntos de unidades consumidoras. 
Distribuição
22,8%
Energia
34,7%
Transporte
19,8%
RI
0,1%
PROINFA
2,7%
CDE
14,3%
ESS/EER
4,6%
Outros
1,0%
Encargos
22,6%
Distribuição
17,3%
Energia
26,3%
Transporte
15,0%
Engargos
17,2%
RI
0,0%
ICMS
23,7%
PIS/COFINS
0,4%
Tributos 
24,2%

58. 
No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos para 
a Cooperaliança. Em relação aos limites globais propostos para os anos de 2023 a 2027, é proposta uma 
redução anual de 4,00% no FEC, bem como a manutenção do valor do DEC. 
 
 
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Cooperaliança. 
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL. 
 
59. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Cooperaliança, apresenta-se, nos Gráficos 
9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se 
que os limites de DEC e FEC da DIstribuidora já são os menores da região.   
 
 
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o 
seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;  
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”;  
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho 
dos conjuntos semelhantes; e  
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC. 
6,46
5,07
4,63
6,56
2,83
5,74
4,08
4,41
4,03
4,46
4,19
5,46
2,86
5,43
4,07
4,12
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
4,00
4,00
4,00
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Cooperaliança
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
                                
                                
                                
5,  00 5,00 5,00          5,  00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00                  
                    5,            
              00        00          
5,  00  5,  00 5,00      5,  00  5,00    5,  00  5,00 5,00 5,00 5,00 5,00        
                                
                                
6,46            6,56                    4,00 4,00 4,00
    5,07  4,46  4,63  4,19    5,46      5,74  5,43  4,08  4,07  4,41  4,12  
                                
  4,03              2,83  2,86              
                                

Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL. 
 
 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
COOPERALIANÇA
COCEL
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
UHENPAL
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
COOPERALIANÇA
COCEL
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
UHENPAL

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL. 
 
60. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela Cooperaliança entre 2017 e 2021: 
 
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Cooperaliança. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2017 
13.939  
16.760,60  
2018 
3.268  
3.554,98  
2019 
10.103  
16.678,15  
2020 
7.035 
27.969,99  
2021 
8.242  
9.234,78  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
61. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 145/2002. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
62. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 145/2002 e no que constam 
dos Processos nº 48500.003566/2021-11 e  nº 48500.002245/2022-66, voto no sentido de APROVAR o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da Cooperativa Aliança, na forma da minuta de Resolução 
Homologatória anexa, a fim de: 
 
 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 29/08/2022, 
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,24%, sendo 3,46%, 
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 8,16%, em média, para 
os consumidores conectados na Baixa Tensão;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        13.939      16.760,60  
        3.268      3.554,98  
        10.103      16.678,15  
        7.035      27.969,99  
        8.242      9.234,78  

b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à 
Cooperaliança, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;  
 
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023 
a 2027 a serem observados pela Cooperaliança; e 
 
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026, 
conforme tabela abaixo: 
 
2023 
2024 
2025 
2026 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
6,5458% 
6,5458% 
6,5458% 
6,5458% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
0,2793% 
0,2793% 
0,2793% 
0,2793% 
 
 
 
Brasília, 23 de agosto de 2022. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  6,5458%      6,5458%      6,5458%      6,5458%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  0,2793%      0,2793%      0,2793%      0,2793%