REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2989/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Acre Distribuidora de Energia S.A - Energisa Acre.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-13
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 282/2021-SGT/ANEEL
Em 02 de dezembro de 2021.
Processo nº: 48500.005029/2020-25
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à Energisa Acre Distribuidora de
Energia S/A - EAC e demais providências
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de
2021.
I.
DO OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa
Acre Distribuidora de Energia S/A - EAC, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, calculado em
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas
na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição 003/2018 e seus termos aditivos e de
acordo com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a
qual é sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica.
II. DOS FATOS
2. Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1
e a Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2.
3. Em 8 de dezembro de 2020, foi aprovado a revisão tarifária extraordinária de 2020
da Energisa Acre - EAC, conforme Resolução Homologatória – REH no 2.820/2020, por meio da qual
as tarifas foram, em média, reajustadas em 2,95%.
4. Em 5 de novembro de 2021, por meio da Nota Técnica nº 250/2021-SGT/SFF/ANEEL3,
de 05 de novembro de 2021, que trata da "Avaliação do impacto da segregação dos ativos
classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00).
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).
3 Documento SIC nº 48581.001772/2021-00.
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Fls. 2 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Acre
Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021", a SGT
recomendou adequação da Parcela B da concessionária em função do pagamento, com recursos da
RGR, dos ativos classificados como AIC. A deliberação sobre o assunto estava prevista para a 45ª
RPO (processo correspondente, 48500.007050/2019-00) sendo transferida para a 46ª POR (item 15
no bloco da pauta) já com minuta de voto e ato disponibilizadas em 2/12/2021.
5. Em 13 de novembro de 2021, a SGT realizou reunião virtual com os representantes
da EAC, prestando os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual,
além de apresentar os prazos a serem observados para entrega de informações e documentos.
6. O Memorando n.º 183/2021-SRM/ANEEL, de 16 de novembro de 2021, informou os
contratos bilaterais de compra e venda de energia da concessionária.
7. Em 18 de novembro de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 358/2021-SFF/ANEEL,
validando os Pagamentos de itens da Parcela A, Garantias Financeiras e Receitas de UDEROR.
8. Em 02 de dezembro de 2021, a distribuidora encaminhou a Carta ENERGISAAC/VPRANEEL/Nº011/2021, oferecendo a "possibilidade de diferir o montante de R$ 44.600.000,00
(quarenta e quatro milhões e seiscentos mil reais), a ser reintegrado à distribuidora corrigido pela
variação da SELIC quando da liberação dos recursos financeiros de eventual empréstimo setorial ao
longo do ano de 2022 ou, na ausência deste, a partir do próximo evento tarifário."
9. Em 02 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores
versões finais das planilhas de cálculo relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a
Resolução Normativa - REN n° 652, de 17 de março de 2015.
10. Segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de
Administração e Finanças - SAF, a EAC encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais,
o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631,
de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
III. DA ANÁLISE
A. Metodologia Aplicada
11. O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das
distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações
dos custos de Parcela A e atualizados os custos referentes à Parcela B, esta corrigida pelo índice de
inflação, constante no contrato de concessão, deduzido o Fator X. Os detalhes das metodologias
aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I desta nota técnica.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
B. Período de Referência
12. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EAC é de dezembro/2020
a novembro/2021.
C. Receita Anual
13. A EAC, sediada na cidade de Rio Branco – AC, atende aproximadamente 280 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento
anual na ordem de R$ 592 milhões.
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 226.621 | 52.182 | 49,1% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 312 | 7.230 | 6,8% |
| Comercial | 22.664 | 20.216 | 19,0% |
| Rural | 26.484 | 4.944 | 4,7% |
| Iluminação Pública | 378 | 5.822 | 5,5% |
| Poder Público | 3.262 | 10.501 | 9,9% |
| Serviço Público | 223 | 4.442 | 4,2% |
| Demais classes | 53 | 977 | 0,9% |
| Total | 279.997 | 106.314 | 100% |

* Fonte: SAMP – competência outubro/2021.
14. No cálculo da Receita verificada (RA0) foram 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, conforme demonstrado
na Tabela 2.
Tabela 2. Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 1.056.293 | 576.383.366 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 7.055 | 2.868.727 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 186.598 | 80.563.947 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 862.641 | 492.950.692 |
| Suprimento | 9.179 | 1.959.389 |
| Demais Livres | 53.250 | 13.681.983 |
| Total | 1.118.723 | 592.024.738 |

D. PARCELA A
1. Encargos Setoriais (ES)
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Fls. 4 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
15. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores estabelecidos pela
ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os dispositivos legais
associados estão demonstrados na Tabela 3:
Tabela 3. Encargos Setoriais
Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)

| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.080.818 | 1.145.899 Conforme módulo 5.5 do PRORET |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 22.741.599 | 48.785.336 REH 2.864/2021 e DSP 939/2021 |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 10.288.588 | 6.757.038 | DSP nº 2.690/2021 |
| PROINFA | 7.445.420 | 9.108.650 | ReH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 5.472.823 | 5.838.384 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 47.029.247 | 71.635.307 |  |

2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
16. 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.
17. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário estão demonstrados na Tabela 4:
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)

| Rede Básica | 14.968.551 | 10.589.177 |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica Fronteira | 11.507.609 | 13.616.245 |
| Conexão | 1.251.099 | 1.457.033 |
| Total dos Custos de Transporte | 27.727.259 | 25.662.455 |

3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Energia Requerida e Perdas Regulatórias
18. 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.
19. A tabela 5 apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da EAC,
ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão conforme os
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Fls. 5 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
valores determinados na Subcláusula 3ª da Cláusula 20º do Contrato de Concessão, sendo os valores
no
das perdas técnicas homologados conforme REH 2.588/2019.
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

Perdas DRA DRP Referência
Subcláusula 3ª da Cláusula

Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 16,46% 16,46%
20º Contrato de concessão

Técnica (s/ merc. injetado) 9,85% 9,85% REH 2.349/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,10% 2,10% CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh) 862.641 862.641 SAMP
20. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da EAC para atendimento ao
seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de
venda da concessionária.
Tabela 6. Energia Requerida (MWh)
Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)

| Mercado Total | 1.056.293 | 1.056.293 |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 1.056.293 | 1.056.293 |
| Consumidores Livres | 53.250 | 53.250 |
| Perdas Totais | 308.023 | 308.023 |
| Perdas Rede Básica | 28.284 | 28.284 |
| Perdas na Distribuição | 279.739 | 279.739 |
| Perda Não Técnica | 141.991 | 141.991 |
| Perda Técnica | 137.749 | 137.749 |
| Energia Requerida | 1.364.316 | 1.364.316 |

b. Valoração da Compra de Energia
21. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei n.º 10.848/2004 e ao Decreto n.º
5.163/2004.
22. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborouse 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 7.
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Bilaterais | Preços e montantes | Memo. nº 183/2021-SRM/ANEEL |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 2.821/2020 |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.902/2021 |

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| 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 |

23. A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços

Montante Contratado Montante Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | Considerado (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 1.331.138 | 943.809 | 164,83 | 155.572.505 |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.532 | 1.086 | 174,63 | 189.719 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 193.256 | 137.023 | 306,67 | 42.021.312 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 460.890 | 326.782 | 141,29 | 46.170.566 |
| Madeira e Belo Monte | 675.460 | 478.918 | 140,30 | 67.190.908 |
| Energia Base | 361.386 | 263.716 | 123,08 | 32.458.204 |
| Geração Própria | 145 | 103 | 272 | 27.995 |
| Cota Angra I/Angra II | 36.129 | 25.617 | 249,64 | 6.394.932 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 299.390 | 212.274 | 122,65 | 26.035.277 |
| PROINFA | 25.722 | 25.722 | - | - |
| Total | 1.692.524 | 1.207.525 | 155,72 | 188.030.709 |

E. PARCELA B
24. O cálculo da Parcela B é realizado considerando a diferença entre a Receita Verificada
e os custos de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é corrigido pelo indicador
oficial de inflação, IPCA, conforme estabelecido no Contrato de Concessão, e pelo Fator X. A Tabela
9 demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros associados:
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Tabela 9. Cálculo da Parcela B

| Descrição | Valores | Referência |
| --- | --- | --- |
| (1) Parcela B Ano Anterior | 294.195.910 | TUSD aplicada ao Mercado |
| (2) Fator DR1/Fator PB | 1,01806 | SGT/ANEEL |
| (3) Parcela B econômica = (1)*(2) | 299.510.210 | SGT/ANEEL |
| (4) IPCA | 10,38% | Indicador econômico oficial |

(5) Fator X -0,69%

(5.1) Componente Pd do Fator X 0,00% Pd Ex-Post
Subcláusula 3ª da Cláusula
(5.2) Componente T do Fator X 0,00%
20º- Contrato de concessão

(5.3) Componente Q do Fator X -0,69% PRORET 2.5 A
(6) UDEROR 7.705.088

(6.1) Outras Receitas (OR) 4.952.806 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 1.832.556 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 919.726 Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 311.981.968
25. A Subcláusula Terceira da Cláusula Vigésima, que trata das disposições transitórias
estabelece que no período entre a data de assinatura do contrato e a primeira revisão tarifária
ordinária subsequente serão utilizados valores e fórmula de cálculo para Fator X, Custos
Operacionais e Perdas Regulatórias distintos dos previstos na Cláusula Sexta, de modo que os
componentes Pd e T do Fator X, além dos percentuais regulatórios de perdas, já estão préestabelecidos contratualmente.
26. No cômputo da Parcela B também foi considerado o disposto na Nota Técnica nº
250/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 05 de novembro de 2021, que trata da "Avaliação do impacto da
segregação dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada
como referência para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da
Energisa Acre Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº
484/2021".
27. Esse assunto, constante do processo 48500.007050/2019-21 deve ser deliberado no
bloco da 46ªReunião Pública Ordinária da Diretoria Colegiada da ANEEL, mesma data da
deliberação deste reajuste.
28. Dessa forma, o valor da Parcela B limpa do ano anterior (RTE 2020) foi ajustada com
redução de 3,99%, conforme proposto na Nota Técnica 250/2021-SGT/SFF/ANEEL.
F. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS
29. Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem direitos e obrigações relativos à diferença entre receitas e despesas de itens em que a
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Fls. 8 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às concessionárias. A Tabela 10 consolida os valores dos componentes financeiros.
Tabela 10. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 37.122.650 | 6,27% |
| CVA em processamento - Transporte | 5.324.964 | 0,90% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 22.996.300 | 3,88% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (135.206) | -0,02% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (841.494) | -0,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (133.752) | -0,02% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 306.597 | 0,05% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 976.018 | 0,16% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (31.037.952) | -5,24% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 16.148.099 | 2,73% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414) | (6.749) | 0,00% |
| Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação | (1.686.390) | -0,28% |
| Diferimento Energia Carta Energisa | (44.600.000) | -7,53% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 44.253 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (15.077.466) | -2,55% |
| Total | (10.600.129) | -1,79% |

G. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
1. Resultados
30. O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade
tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta
Tensão) e B (Baixa Tensão) estão apresentados na Tabela 12:
Tabela 12. Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,65%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 10,36%
Efeito Médio AT+BT 9,90%
31. Sendo assim, o Reajuste Tarifário Anual – RTA da EAC conduz a um efeito médio nas
tarifas a ser percebido pelos consumidores de 9,90%. Este efeito decorre: (i) do reajuste dos itens
de custos de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no contrato de concessão, para a
formação da Receita Requerida; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que vigoraram até a data do
reajuste em processamento.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
32. A Tabela 11 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a
variação entre os valores atuais e os estabelecidos neste processo tarifário, a contribuição de cada
item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da
concessionária.
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 297.828.829 | 338.781.749 | 13,8% | 6,92% | 52,1% |
| Encargos Setoriais | 47.029.247 | 71.635.307 | 52,3% | 4,16% | 11,0% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.080.818 | 1.145.899 | 6,0% | 0,01% | 0,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 22.741.599 | 22.211.582 | -2,3% | -0,09% | 3,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 21.196.045 | 0,0% | 3,58% | 3,3% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 5.377.710 | 0,0% | 0,91% | 0,8% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 10.288.588 | 6.757.038 | -34,3% | -0,60% | 1,0% |
| PROINFA | 7.445.420 | 9.108.650 | 22,3% | 0,28% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 5.472.823 | 5.838.384 | 6,7% | 0,06% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 27.727.259 | 25.662.455 | -7,4% | -0,35% | 3,9% |
| Rede Básica | 14.968.551 | 10.589.177 | -29,3% | -0,74% | 1,6% |
| Rede Básica Fronteira | 11.507.609 | 13.616.245 | 18,3% | 0,36% | 2,1% |
| Conexão | 1.251.099 | 1.457.033 | 16,5% | 0,03% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 216.345.463 | 233.224.795 | 7,8% | 2,85% | 35,8% |
| Receitas Irrecuperáveis | 6.726.859 | 825919229% | 23% | 0,26% | 1,3% |
| PARCELA B | 294.195.910 | 311.981.968 | 6,0% | 3,00% | 47,9% |
| IRT | 592.024.738 | 650.763.717 | 9,9% | 9,92% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (10.600.129) | -1,79% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 37.122.650 | 6,27% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 5.324.964 | 0,90% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 22.996.300 | 3,88% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (135.206) | -0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (841.494) | -0,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (133.752) | -0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 306.597 | 0,05% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 976.018 | 0,16% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (31.037.952) | -5,24% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 16.148.099 | 2,73% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414) | (6.749) | 0,00% |  |  |  |
| Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação | (1.686.390) | -0,28% |  |  |  |
| Diferimento Energia Carta Energisa | (44.600.000) | -7,53% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 44.253 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (15.077.466) | -2,55% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,90%
2. Análise Parcela A
33. Os encargos setoriais variaram 52,3% em relação ao processo tarifário anterior,
correspondendo a um efeito médio de 4,16%. Destaca-se o componente CDE – Conta Covid,
relacionado ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto n.
10.350/2020, cujo efeitos para a Parcela alocada na TE e TUSD são de 3,58% e 0,91%
respectivamente.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
34. Os custos de transporte variaram -7,4%, correspondendo a um efeito de -0,35%,
explicada pela redução das TUST´s homologadas na REH 2958/2021 em relação àquelas
homologadas na REH 2.726/2020, em consequência do reperfilamento da remuneração dos ativos
não depreciados referente à Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema
de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão.
35. Os custos de compra de energia variaram 7,8%, representando um efeito médio de
2,85% nas tarifas. Destaca-se o efeito positivo referente ao aumento dos montantes e do preço
contratado de compra de energia no ambiente regulado (CCEARs) – Nova e Alternativa, modalidade
Disponibilidade.
36. A Tabela 13 e o Gráfico 1 demonstram a variação dos montantes e do custo com
compra de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Existente - CCEAR-QTD | - | 1.532 | - | - | 174,63 | - |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 135.792 | 193.256 | 42,3% | 277,83 | 306,67 | 10,4% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 456.368 | 460.890 | 1,0% | 134,10 | 141,29 | 5,4% |
| Madeira e Belo Monte | 675.460 | 675.460 | 0,0% | 134,23 | 140,30 | 4,5% |
| Cota Angra I e Angra II | 34.259 | 36.129 | 5,5% | 269,75 | 249,64 | -7,5% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 283.770 | 299.390 | 5,5% | 114,69 | 122,65 | 6,9% |
| Bilateral | 235.219 | 234.084 | -0,5% | 254,52 | 272,30 | 7,0% |
| Geração Própria | - | 145 | - | - | 272,30 | - |
| Proinfa | 24.882 | 25.722 | 3,4% | - | - | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | (472.255) | (553.112) | 17,1% | 158,61 | 173,04 | 9,1% |
| TOTAL | 1.373.496 | 1.373.496 | 0,0% | 157,51 | 169,80 | 7,8% |

2,85%
1,43%
0,47% 0,46%
0,37%
0,20%
-0,02%
-0,06%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Belo Cotas Cotas Lei nº Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia
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Fls. 11 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
Análise Parcela B
37. A atualização da Parcela B representou 3,00% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IPCA de 10,38% no período de referência, descontada do Fator
X de -0,69%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de
Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
38. Ressalta-se que o cálculo do Fator X considerou os componentes Pd e T em 0,00%,
definidos no Contrato de Concessão, ficando limitada ao valor do componente Q na Parcela B, de -
0,69%.
4. Análise dos Componentes Financeiros
39. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, contribuíram com o efeito de -1,79% neste reajuste tarifário.
40. A CVA em Processamento – Energia contribuiu para o efeito de 6,27%, especialmente
impactada: (i) pelos riscos hidrológicos de CCGF e Usinas Repactuadas; e (ii) diferença entre o preço
dos CCGF e a cobertura concedida.
41. Além disso, a CVA – Encargos Setoriais resultou em impacto de 3,88%, referente ao
custo de ESS por Segurança Energética decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem
de mérito.
42. As bandeiras tarifárias também contribuíram que o processo tarifário não tivesse
aumento adicional de 5,06%, não obstante terem sido insuficientes para mitigar o cenário de
escassez, mesmo considerando os descontos de cobertura com risco hidrológico no processo
anterior. Maiores detalhes sobre o cálculo da CVA estão contidos no Anexo II desta Nota Técnica.
43. Do lado negativo, destaca-se a Sobrecontratação/exposição de energia, cujo efeito é
de -5,24%, e o diferimento de R$ 44.600.000,00, "a ser reintegrado à distribuidora corrigido pela
variação da SELIC quando da liberação dos recursos financeiros de eventual empréstimo setorial ao
longo do ano de 2022 ou, na ausência deste, a partir do próximo evento tarifário", conforme expõe
a Carta ENERGISAAC/VPR-ANEEL/Nº011/2021, com impacto de -7,53%.
44. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/20214, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/2021 a abril/2022.
4 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução
nº 3 da CREG.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
45. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit
acumulado pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das
receitas de bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente
patamar específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica,
nos termos do Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$
142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além
dos valores já homologados pela Aneel: (...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para
equilibrar receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
46. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado
pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para
as tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
47. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária
tem direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são
acrescentados ou subtraídos dos processos tarifários ordinários.
48. Neste processo, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando
as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de
setembro/2021. Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA
será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
49. Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na conta bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez
hídrica, que contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
50. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e
CVA) e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica,
propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de
expurgar dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
51. Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos
custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez.
No processo tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela
Taxa Selic.
52. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da
Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência está sendo
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Fls. 13 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
considerado o financeiro negativo correspondente, de R$ 1.686.390, resultante dos valores de
Sobrecontratação/Exposição5,
Energia, ESS e que contribuem para redução do efeito médio em
0,28%.
IV Composição das tarifas e subvenção CDE - Descontos Tarifários
53. O Gráfico 2 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
Transporte
Encargos
3,9% Receitas
Setoriais
11,0% Irrecuperáveis
Energia 1,3%
35,8%
Distribuição
47,9%
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
54. Já o Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela
própria empresa, de 23,7% para o ICMS e 5,9% para o PIS e COFINS (total de 29,7% por dentro), o
que equivale a uma majoração de 42,2% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os
referidos tributos na sua base de cálculo.
5 Valor resultante dos seguintes componentes: energia (-R$ 16,593 milhões), ESS (-R$ 9,253 milhões) e
Sobrecontratação (R$ 24,160 milhões).
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Fls. 14 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.

Transmissão; Encargos; Receitas
Irrecuperáveis;
2,8% 7,7%
0,9%
Energia;
25,2% Tributos;
29,7% ICMS;
23,7%
PIS/COFINS;
5,9%
Distribuição;
33,7%
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
55. A Tabela 15 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de dezembro/2021 a novembro/2022, 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 dezembro/2020 a novembro/2021.
Tabela 15. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 31.626 | 516.361 | 547.987 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 8.030 | 118.909 | 126.939 |
| Subsídio Rural | 2.255 | 361.546 | 363.801 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (475) | 1.968 | 1.493 |
| Total | 41.436 | 998.784 | 1.040.220 |

V. DO FUNDAMENTO LEGAL
56. O inciso IV do artigo 15 da Lei n.º 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do
Anexo I do Decreto n.º 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n.º 9.427, de 26/12/2004, com a
redação dada pelo art. 9° da Lei n.º 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão n.º 003/2018.
VI. DA CONCLUSÃO
57. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 003/2018-ANEEL, no
que consta do Processo nº 48500.005029/2020-25 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da EAC, correspondendo a um efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,90% sendo de 7,65% em média para
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Fls. 15 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 10,36% em média para
aqueles conectados em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da EAC;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; e
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE à EAC para custeio dos subsídios retirados da estrutura
tarifária.
VII. DA RECOMENDAÇÃO
58. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
LUIS CARLOS CARRAZZA ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente)
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Coordenador dos Processos Tarifários
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
(*) Relação dos técnicos da SGT que participaram deste processo tarifário consta de tabela na página seguinte.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário
Nome Atividade
Aline de Oliveira Moura Técnico – Suporte TI
Leonardo de Araújo Silva Coordenador Adjunto – Processos Tarifários
Francisco de Mattos Faé Coordenador – Processos Tarifários
Marcelo Hlebetz Coordenador Adjunto – Monitoramento e Metodologias
Otávio Henrique Galeazzi Franco Coordenador – Monitoramento e Metodologias
Geovane Anselmo Silveira Caputo Suporte – SAMP e Análise de Mercado
Diego Luís Brancher Coordenador Adjunto – Estrutura Tarifária e Mercado
Robson Kuhn Yatsu Coordenador – Estrutura Tarifária e Mercado
Andrey Vinícius Altoé Técnico – CVA
Vinícius Menezes Rodovalho Técnico – Descontratações (REN 711/2016)
André Valter Feil Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização
Leonardo de Paiva Rodrigues Técnico – Rede Básica e Conexão
André Lucio Neves Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Denis Perez Januzzi Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição
ANEXO II – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
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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 tenham assinado 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)6, 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 A | Procedimentos Gerais | 1.0 | 24/02/2017 |
| --- | --- | --- | --- |
| 3.2 A | Custos de Aquisição de Energia | 1.1 | 25/01/2018 |
| 3.3 A | Custos de Transmissão | 1.0 | 24/02/2017 |
| 3.4 A | Encargos Setoriais | 1.0 | 24/02/2017 |

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

| 4.1 | Conceitos Gerais | 1.0 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 4.2 A | CVA | 1.0 | 24/02/2017 |
| 4.3 | Sobrecontratação de Energia | 1.0 | 28/03/2016 |
| 4.4 A | Demais Componentes Financeiros | 1.3 | 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 – 1.0 29/11/2012
PROINFA

5.4 Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 1.0 28/12/2018
Reserva - EER

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
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 O PRORET pode ser acessado em:
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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 da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão,
conforme parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da
Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP
(Programa de Integração Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público),
COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação
de Mercadorias e Prestação de Serviços).
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis;
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. Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida
calculada pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação:
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵
onde:
RR: Receita Requerida;
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento
e o Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL
e legislação setorial;
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B,
vigente na Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o
Índice de Variação da Inflação (IVI) e o Fator X;
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Fls. 19 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo,
do mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último
reposicionamento tarifário;
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de
cálculo do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no
setor de distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que
poderão contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme
regulação da ANEEL.
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência
faturados no Período de Referência; e
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão
tarifária periódica em processamento, quando for o caso.
9. A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e
revisões tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser
considerada nos ajustes da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas
entre os valores faturados de cada item no Período de Referência e os respectivos valores
contemplados no reposicionamento tarifário anterior, devidamente remuneradas com base no
mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de
Itens da Parcela A – CVA.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
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; (iii) Custo de aquisição
de energia elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis.
13. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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 pelo Sistema Interligado Nacional
- SIN;
•
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.
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Fls. 21 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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, 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
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Fls. 22 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
18. 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.
19. 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, enquanto
as tarifas são fixadas pela ANEEL por meio de Resolução Homologatória.
20. Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por
meio de Resolução Homologatória específica.
21. 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
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Fls. 23 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento
das distribuidoras de energia elétrica.
22. 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.
23. 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.
24. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considerase adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de
aniversário da concessionária de distribuição.
25. 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.
26. 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
27. 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.
28. 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".
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Fls. 24 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
29. 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.
30. 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, dos quais
fazem parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional,
realizados antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o
atendimento do Sistema Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de
29/07/2009; os contratos firmados por meio de licitação realizada na modalidade de
concorrência, conforme Decreto n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de
energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a
Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos oriundos de licitação pública realizada por
agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano;
•
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 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 encontra-se descrita no Submódulo 12,6
do PRORET;
•
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; a
metodologia para o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6
do PRORET;
• 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;
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Fls. 25 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
• 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 de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou
de concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme 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: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme
regras estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto;
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
31. 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 (técnicas e não técnicas na
distribuição 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.
32. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não
técnicas 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.
33. 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
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Fls. 26 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de
elétrica7.
transporte, transformação de tensão e medição de energia
34. 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
35. O Art. 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.
36. 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.
37. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits8 considerando o período de
referência em questão.
38. 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.
39. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis
40. Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos
12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por
7 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.
8 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.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
classe de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da
distribuidora, conforme fórmula abaixo:
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
𝑉𝑅𝐼= × {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐) }
𝐶
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
Onde:
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI;
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET
submódulo 4;
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses;
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence
à empresa.
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B
41. Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da
Parcela "B" na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma:
𝑉𝑃𝐵0𝑖= 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓
𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖
𝑖−1
Onde:
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência;
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda
de potência faturados no Período de Referência;
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão
tarifária periódica em processamento, quando for o caso;
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento;
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita
Irrecuperável e inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo
tarifário anterior,
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o
Submódulo 2.7A; e
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A.
42. Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos
da presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos
(ER), que são apurados considerando o que for efetivamente realizado.
43. Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o
Fator Pb i−1, definido como:
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Fls. 28 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 + 𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 =
𝑖−1 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
Onde,
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos,
apurados no último processo tarifário.
44. O Fator X9 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado
no Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade
observados no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de
eficiência e qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes,
conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
45. 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.
46. 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 2.2A – Custos Operacionais do PRORET.
47. 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, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade
estabelecidos pela ANEEL.
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
48. 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 obrigações legais e
9 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramPRORET10.
se nos Submódulos 4.1, 4.2A, 4.3 e 4.4A do
49. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste
tarifário anual são:
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado
Neutralidade dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e
pela Subcláusula Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº
2.194/2016, os quais estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela "A".
•
Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao
cálculo da Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à
Parcela A (incluindo-se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar
CVA bem como o próprio financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em
Processamento, a qual é neutralizada pelo cálculo do saldo a compensar, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002.
•
A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada
item da Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão
tarifária anterior.
• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo
se o cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa
derivada especificamente para este fim.
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias:
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos
Setoriais, Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os
componentes financeiros relacionados à Parcela A.
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de
Energia, Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de
Itaipu e Receitas Irrecuperáveis.
•
A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem
como dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET.
ii) 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).
10 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005029/2020-25

Fls. 30 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
•
Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são
atualizados pela Selic11.
•
Em observância ao Submódulo 4.2A 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.
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.
iii) 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.
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado
conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET12, aprovado pela REN nº 703, de 15
de março de 2016.
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes
Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a
cada processo de reajuste tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
50. 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.
11 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.
12
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Fls. 31 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
51. 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.
52. 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.
53. 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
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
54. 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.
55. 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
56. 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.
57. 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 2.083/201613, de 14 de junho
de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de
13 Publicada em 16 de junho de 2016.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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.
58. 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.
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Fls. 33 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
Anexo 1 – 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
PRORET14.
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 7,65%. 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 11,05%
e está detalhado no gráfico a seguir:
14 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.
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Fls. 34 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 5,06% 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.
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Fls. 35 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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.
R$7
Milhões
R$6
R$5
R$4
R$3
R$2
R$1
R$0
-R$1

ESS Alívio Retroativo ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO Cobertura
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS
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Fls. 36 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
R$2
Milhões
R$1
R$1
R$0
-R$1
-R$1
-R$2
-R$2
-R$3

EER Excedente CONER 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.
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
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Fls. 37 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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.
175 3 Milhões
169
170 3
165
165 163 2
162
160
159 159

160 158 157 158 157 157 157 157 157 158 157 157 157 2
154
154
155 1
151
150 1
146 147
145 -
140 (1)
135 (1)
out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21 jun-21 jul-21 ago-21 set-21
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
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.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
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Fls. 38 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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.
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Fls. 39 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
350
300
250
200
150
100
50
0

Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
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 6,27% 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
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Fls. 40 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
15. Observa-se que o Risco Hidrológico, particularmente as condições das "Usinas
repactuadas", para os contratos de CCEAR-Q não foram favoráveis aos consumidores da ENERGISA
ACRE. Isso ocorre, basicamente, pela pouca geração destes contratos quando comparada as
energias contratadas, o que acaba gerando um financeiro de Risco Hidrológico "positivo" a ser
custeado pelo consumidor.
Glosa de Energia
16. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma
carga real inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de
energia.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
17. 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, sendo obtidos os
seguintes resultados:
•
O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/10/2020 e 01/09/2021,
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -30.728.699,33 a preços de
dezembro/2021.
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 382.391 MWh, que representa
28,07% do Mercado Regulatório. Como não foi publicado o Despacho de involuntariedade
de 2020, toda a sobrecontratação fica considerada involuntária de forma provisória.
• 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$ -309.252,98.
18. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
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Fls. 42 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
160
140
120
100
GWh
80
60
40
20
0
out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21 jun-21 jul-21 ago-21 set-21

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
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 prazo 15 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
2 700
MILHÕES R$/MWH
R$ 0,9 R$ 0,5 600
0 -R$ 0,0
-R$ 0,8 -R$ 0,8

-R$ 2,0 -R$ 1,6 -R$ 1,6
R$ -R$ 3,0 500
-2
-R$ 5,3 -R$ 6,1
400
-4
-R$ 8,7
300
-6
200
-8
100
-10 0
out/20 nov/20 dez/20 jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21 jun/21 jul/21 ago/21 set/21

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
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
15 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).
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Fls. 43 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
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 2,45%.
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 2,87%16.
16 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.
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Fls. 44 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2021.
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.
DOCUMENTO Superintendência ASSINADO DIGITALMENTE de Gestão POR: Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005029/2020-25
DAVI ANTUNES LIMA, ANDREY VINICIUS ALTOE, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LUIS CARLOS CARRAZZA