REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2860/2021
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 Sergipe - ESE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 74/2021-SGT/ANEEL
Em 20 de abril de 2021.
Processo: 48500.005034/2020-38
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes à ESE - Energisa Sergipe - Distribuidora de
Energia S.A. 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, a vigorar a
partir de 22 de abril 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 026/2000 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. A ESE, sediada na cidade de Aracaju/SE, atende aproximadamente 813 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual na
ordem de R$ 1,2 bilhão.
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 735.696 | 107.122 | 40,8% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 1.064 | 49.197 | 18,7% |
| Comercial | 45.379 | 38.248 | 14,6% |
| Rural | 23.453 | 14.918 | 5,7% |
| Iluminação Pública | 936 | 17.274 | 6,6% |
| Poder Público | 5.547 | 10.424 | 4,0% |
| Serviço Público | 1.465 | 20.172 | 7,7% |
| Demais classes | 129 | 5.271 | 2,0% |
| Total | 813.669 | 262.627 | 100% |

* Fonte: SAMP – competência março/2021.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL

Fls. 2 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
3. Em 20 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da ESE, no qual as
tarifas foram, em média, reajustadas em 1,20%. No entanto, como parte de ações para atenuação
dos efeitos da pandemia de Covid-19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas a partir
de 1º de julho de 2020, conforme previsto no artigo 13 da Resolução Homologatória – REH nº
2.678/2020.
4. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução
Normativa nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta
destinada ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID)
reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida
Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs sobre outras providências.
5. Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Regulação de Mercado – SRM1.
6. Em 10 de março de 2021, a SGT realizou reunião com os representantes da ESE,
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.
7. O Memorando nº 46/2021-SRM/ANEEL2, de 24 de março de 2021, informou os
respectivos montantes e preços de repasse dos contratos bilaterais de compra e venda de energia
que a concessionária possui, inclusive os de geração distribuída decorrentes de desverticalização.
8. Em 29 de março de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 73/2021-SFF/ANEEL3 com a
validação dos itens da parcela A da ESE.
9. Por intermédio do Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL4, de 31 de março
de 2021, foi solicitado à ESE informações acerca das receitas previstas no § 3º do Art. 70-A, no § 7º
do Art. 88 da REN 414/2010 (Alterada pela REN 714/2016) e § 2º do Art. 9º da REN 376/2009, a
serem destinadas à modicidade tarifária.
10. Pelo Ofício Circular nº 09/2021-SGT/SFF/ANEEL5, de 06 de abril de 2021, foi solicitado
à distribuidora os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente de Reativos –
ER visando a antecipação de sua reversão para as tarifas no presente reajuste tarifário.
11. Em 12 de abril 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 nº 652, de 17 de março de 2015.
1 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).
2 Documento SIC nº 48580.000180/2021-00.
3 Documento SIC nº 48536.001194/2021-00.
4 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00.
5 Documento SIC nº 48581.000531/2021-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
12. A ESE encaminhou, em 15 de abril de 2021, a carta ENERGISASE/DREGANEEL/N°003/2021 em que solicitou a inclusão dos componentes financeiros referentes a: (i)
antecipação de valores referentes a UDER, em resposta ao Ofício Circular n° 09/2021; (ii)
reperfilamento dos pagamentos de RBSE; e (iii) diferimento de Parcela B.
13. Por fim, no dia 20 de abril de 2021, a ESE enviou a correspondência
ENERGISASE/DREG-ANEEL/N°004/2021 em que solicitou o diferimento de parte do valor referente
a previsão de risco hidrológico, de modo a ampliar a redução do efeito médio ao consumidor.
14. E segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de
Administração e Finanças - SAF, a ESE se encontra 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
15. 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.
B. Período de Referência
16. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ESE é de abril/2020 a
março/2021.
C. Receita Anual
17. No cálculo da Receita Anual (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, 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 a seguir.
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Fls. 4 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 2. Mercado no Período de Referência
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 2.414.062 1.094.330.526

| A3 (69 kV) | 139.823 | 39.536.332 |
| --- | --- | --- |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 514.956 | 212.904.182 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 1.759.284 | 841.890.011 |
| Suprimento | 349.523 | 74.101.932 |

Livres A1 - 973.429

Demais Livres 387.651 53.387.700
Distribuição 46.490 5.144.269
Geração - 6.343.577
Total 3.197.727 1.234.281.432
E. PARCELA A
1. Encargos Setoriais (ES)
18. 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 abaixo:
Tabela 3. Encargos Setoriais

Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1.889.925 2.460.180 Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 48.115.742 66.707.155 238/2020 - CP Valor provisório
Compensação financeira - CFURH - - -

| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 27.716.182 | 27.032.704 | Desp 3.690/2020 |
| --- | --- | --- | --- |
| PROINFA | 17.880.321 | 22.727.452 | ReH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 12.360.634 | 13.337.955 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 58.230 | 72.777 | Contribuição 2020 |

Total de Encargos Tarifários 108.021.034 132.338.223
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
19. 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.
20. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo:
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Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 51.638.995 | 79.578.575 |
| Rede Básica Fronteira | 14.865.710 | 17.435.585 |
| Conexão | 8.493.498 | 9.134.822 |
| Total dos Custos de Transporte | 74.998.202 | 106.148.982 |

3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
21. 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. A tabela abaixo
apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da ESE, ressaltando-se que os
percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão conforme os valores determinados
na Revisão Tarifária Periódica de 2018, homologada por meio da REH nº 2.379/2018.
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 4,90% | 4,90% | REH 2.387/2018 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 7,43% | 7,43% | REH 2.387/2018 |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 3,02% | 2,69% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 1.759.284 | 1.759.284 | SAMP |

22. A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da ESE 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)

Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
Mercado Total 2.763.586 2.763.586
Fornecimento 2.414.062 2.414.062
Suprimento 349.523 MWh 349.523 MWh

| Consumidores Livres | 434.141 | 434.141 |
| --- | --- | --- |
| Perdas Totais | 405.501 | 398.155 |
| Perdas Rede Básica | 82.987 | 73.863 |
| Perdas na Distribuição | 322.514 | 324.292 |
| Perda Não Técnica | 86.141 | 86.141 |
| Perda Técnica | 236.373 | 238.150 |
| Energia Requerida | 3.169.087 | 3.161.740 |

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b. Valoração da Compra de Energia
23. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
24. 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 abaixo.
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 046/2021-SRM/ANEEL |
| Itaipu | Tarifa de repasse de potência | REH 2.812/2020 |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 2.821/2020 |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.746/2020 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.815/2020 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Preços | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Preços | Previsão SGT |

25. A Tabela a seguir 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

Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 100.616 | 112.279 | 404,91 | 45.462.670 |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 1.859.476 | 2.075.009 | 228,68 | 474.515.874 |
| Existente - CCEAR-DSP | 45.573 | 50.855 | 292,57 | 14.878.519 |
| Existente - CCEAR-QTD | 18.086 | 20.183 | 175,13 | 3.534.628 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 857.988 | 957.438 | 268,54 | 257.107.046 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 491.651 | 548.638 | 230,47 | 126.445.829 |
| Madeira e Belo Monte | 446.178 | 497.895 | 145,71 | 72.549.852 |
| Energia Base | 879.528 | 974.452 | 123,91 | 120.744.026 |
| Cota Angra I/Angra II | 105.609 | 117.850 | 249,64 | 29.420.139 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 713.332 | 796.015 | 114,73 | 91.323.887 |
| PROINFA | 60.587 | 60.587 | - | - |
| Total | 2.739.004 | 3.161.740 | 202,65 | 640.722.569 |

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Fls. 7 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
F. PARCELA B
26. Basicamente, 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, IGP-M, conforme estabelecido no Contrato de
Concessão, e pelo Fator X. A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos
parâmetros associados:
Tabela 9. Cálculo da Parcela B

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 455.214.395 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 31,10% SGT/ANEEL
(3) Fator X 3,17%

(3.1) Componente Pd do Fator X 0,28% REH 2.387/2018
(3.2) Componente T do Fator X 2,17% REH 2.387/2018
(3.3) Componente Q do Fator X -0,03% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 582.360.670
G. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
27. Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a direitos ou obrigações relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a
concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às concessionárias. A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros:
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Fls. 8 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 10. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 52.571.966 | 4,26% |
| CVA em processamento -Transporte | 24.692.189 | 2,00% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.959.151) | -0,24% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 2.379.933 | 0,19% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.742.497 | 0,38% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 12.301.647 | 1,00% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 635.000 | 0,05% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 34.658.005 | 2,81% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 170.307 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (39.033.121) | -3,16% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (38.810.682) | -3,14% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.265.291) | -0,10% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (4.697.658) | -0,38% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (2.891.751) | -0,23% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 2.085.844 | 0,17% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (13.302.588) | -1,08% |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Ex | (22.297.663) | -1,81% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores | (848.872) | -0,07% |
| Diferimento de Parcela B | (44.673.532) | -3,62% |
| Diferimento de Previsão de Risco Hidrológico | (13.200.000) | -1,07% |
| Total | (49.742.921) | -4,03% |

H. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
1. Resultados
28. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ESE conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,90%. 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.
29. A tabela a seguir 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.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 779.067.037 | 879.209.774 | 12,9% | 8,11% | 60,2% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 108.021.034 | 132.338.223 | 22,5% | 1,97% | 9,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.889.925 | 2.460.180 | 30,2% | 0,05% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 48.115.742 | 47.877.914 | -0,5% | -0,02% | 3,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 9.360.611 | 0,0% | 0,76% | 0,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 9.468.630 | 0,0% | 0,77% | 0,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 27.716.182 | 27.032.704 | -2,5% | -0,06% | 1,8% |
| PROINFA | 17.880.321 | 22.727.452 | 27,1% | 0,39% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 12.360.634 | 13.337.955 | 7,9% | 0,08% | 0,9% |
| ONS | 58.230 | 72.777 | 25,0% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 74.998.202 | 106.148.982 | 41,5% | 2,52% | 7,3% |
| Rede Básica | 51.638.995 | 79.578.575 | 54,1% | 2,26% | 5,4% |
| Rede Básica Fronteira | 14.865.710 | 17.435.585 | 17,3% | 0,21% | 1,2% |
| Conexão | 8.493.498 | 9.134.822 | 7,6% | 0,05% | 0,6% |
| Custos de Aquisição de Energia | 596.047.801 | 640.722.569 | 7,5% | 3,62% | 43,8% |
| PARCELA B | 455.214.395 | 582.360.670 | 27,9% | 10,30% | 39,8% |
| IRT | 1.234.281.432 1.461.570.444 | 18,41% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 49.742.921 | -4,03% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 52.571.966 | 4,26% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 24.692.189 | 2,00% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.959.151) | -0,24% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 2.379.933 | 0,19% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.742.497 | 0,38% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 12.301.647 | 1,00% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 635.000 | 0,05% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 34.658.005 | 2,81% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 170.307 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (39.033.121) | -3,16% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (38.810.682) | -3,14% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.265.291) | -0,10% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (4.697.658) | -0,38% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (2.891.751) | -0,23% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 2.085.844 | 0,17% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (13.302.588) | -1,08% |  |  |  |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced (22.297.663) -1,81%

Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE (848.872) -0,07%
Diferimento de Parcela B (44.673.532) -3,62%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,48%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%
30. Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A
contribuiu com 8,11%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 10,30%,
conforme mostrado na tabela acima.
31. 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 abaixo:
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Fls. 10 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 12. Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,43%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,66%
Efeito Médio AT+BT 8,90%
2. Análise Parcela A
32. O total dos Encargos Setoriais variaram em 22,5% em relação ao processo tarifário
anterior, correspondendo a um efeito médio de 1,97%. Destaca-se que está sendo considerado,
neste processo tarifário, um valor provisório de orçamento da CDE – USO para a distribuidora,
decorrente do cálculo preliminar das cotas anuais da CDE para o ano de 2021, objeto da CP
072/2020, o que contribuiu para um efeito médio de -0,02%.
33. Além disso, a partir dos processos tarifários de 2021, está ocorrendo a inclusão de
um novo componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao
pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020,
destinado a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em
2020. Com isso, os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na
TE e na TUSD, são, respectivamente, de 0,77% e 0,76%.
34. Os Custos de Transporte tiveram uma variação de 41,5%, correspondendo a um
efeito de 2,52%. Sobre esse item, destaca-se as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de
Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2020-2021, aprovadas por meio das Resoluções
homologatórias nos 2.725 e 2.726/2020, respectivamente.
35. A expressiva variação dos custos de Rede Básica e Conexão decorre: (i) das cassações
das liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do
processamento de revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas
devido à ausência de definição de metodologia empregada; e (iii) do aumento de custos referentes
a novas instalações de transmissão.
36. Os Custos de Compra de Energia tiveram uma variação de 7,5%, representando um
efeito médio de 3,62% nas tarifas. Contribuíram para este efeito principalmente os contratos dos
CCEARs por disponibilidade e o CCGF, este último tanto pela redução do montante considerado
como pelo aumento da tarifa de repasse.
37. A tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com
compra de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:
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Fls. 11 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 846.613 | 857.988 | 1,3% | 254,63 | 268,54 | 5,5% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 490.621 | 491.651 | 0,2% | 218,11 | 230,47 | 5,7% |
| Madeira e Belo Monte | 446.178 | 446.178 | 0,0% | 138,53 | 145,71 | 5,2% |
| Cota Angra I e Angra II | 105.200 | 105.609 | 0,4% | 269,75 | 249,64 | -7,5% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 758.937 | 713.332 | -6,0% | 107,57 | 114,73 | 6,7% |
| 128.860 | 100.616 | -21,9% | 313,93 | 404,91 | 29,0% |  |

Bilateral
Geração Própria - - - - - -

Proinfa 60.422 60.587 0,3% - - -
Sobra (-) / Exposição (+) 79.900 322.120 303,2% 197,90 206,61 4,4%
TOTAL 3.169.087 3.161.740 -0,2% 188,08 202,65 7,7%
3,62%
1,13%
0,77%

0,53% 0,54% 0,51%
0,28%
0,06%
-0,01%
-0,20%

Total CCEAR CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013

DSP QTD DSP QTD
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia
3. Análise Parcela B
38. A atualização da Parcela B representou 10,30% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 31,10% no período de referência, descontada do
Fator X de 3,17%.
4. Análise dos Componentes Financeiros
39. Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
esses contribuíram com o efeito de -4,03% no atual reajuste tarifário.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
40. Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 4,26%, especialmente
impactada pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os efetivos pagamentos
relacionados aos contratos bilaterais e ao risco hidrológico associado aos CCEAR por quantidade.
41. Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Transporte, com efeito de 2,00%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST
efetivamente pagas a partir de julho/2020, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de
julho de 2020.
42. Dentre os componentes financeiros apurados, relacionados aos itens de custo
cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias, podem ser visualizados na tabela abaixo, com a
respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco Hidrológico concedida no
processo anterior.
Tabela 14. Componentes Financeiros Relacionados às Bandeiras Tarifárias

| Descrição | Valor (mil R$) | Impacto |
| --- | --- | --- |
| CVA Energia - Efeito CCEAR-D | (6.243,32) | -0,51% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas | 30.758,76 | 2,49% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas | 20.968,15 | 1,70% |

CVA Energia - Risco Hidrológico da UHE Itaipu - 0,00%

| CVA ESS/EER (sem bandeiras) | 2.699,83 | 0,22% |
| --- | --- | --- |
| Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras) | 44.690,30 | 3,62% |
| Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias | 92.873,72 | 7,52% |
| Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP) | (21.759,79) | -1,76% |
| Reversão da Previsão do Risco Hidrológico | (39.033,12) | -3,16% |
| Custo não coberto antecipadamente | 32.080,81 | 2,60% |

43. Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de R$ 92,8
milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de R$ 21,8 milhões) e
b) a incorporação na tarifa, no processo do ano anterior, da previsão dos riscos hidrológicos das
usinas cotistas e repactuadas, conforme metodologia descrita no Submódulo 4.4/4.4A do PRORET
(receita de R$ 39 milhões). Com a adoção dessas duas medidas, conclui-se que as receitas de
bandeiras e de previsão de risco hidrológico concedida no ano anterior foram insuficientes para
cobrir esses custos, restando ainda um déficit de cerca de 32 milhões.
44. O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo da CVA em
Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo tarifário.
45. Ressalta-se ainda outro financeiro com efeito positivo neste processo, concernente à
Prorrogação das Tarifas do Reajuste Tarifário de 2020. Este financeiro é o resultado da diferença das
tarifas aplicadas no período de suspensão, entre abril e junho de 2020, segundo consta do art. 13
da REH 2.678, de 20 de abril de 2020. Desse modo, nesse período em que a distribuidora ficou
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impedida de aplicar as novas tarifas, converteu no valor R$ 2.085.843,55, representando um efeito
de 0,17% no resultado.
5. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
46. Dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais
e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário
que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor
elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo.
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid
47. Trata-se da reversão dos recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à ESE. Os montantes em questão
equivalem à totalidade dos valores recebidos pela ESE da CONTA-COVID, devidamente atualizados
pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, no valor
de R$ 47,6 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de -3,86%.
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE.
48. A respeito do denominado componente financeiro, associado às instalações de
transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº
00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020,
concluiu que: "A remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a
junho de 2017 – remuneração do custo de capital – deve ser atualizada pela taxa referente ao custo
de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017,
até 1º de julho de 2020, data do "efetivo pagamento", sendo incorporada à RAP das transmissoras
a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo prazo de oito anos."
49. Considerando que durante os ciclos de 2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos
associados não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de
liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital
remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020),
descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da
dívida. E em razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da
pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa do "reperfilamento" desses pagamentos no prazo
de 8 anos e de forma gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa,
avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, cuja Base de Remuneração
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Fls. 14 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a acomodar o custo
total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos recursos
administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas, nos termos da Lei nº
12.783, de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, ambas de 30 de
junho de 2020, que homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida –
RPR de 2018, conforme processos listados na Tabela abaixo.
Tabela 15 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
Concessionária Contrato de Concessão Processo de Revisão (SIC)

| CEEE-GT | 055/2001 | 48500.000753/2019-29 |
| --- | --- | --- |
| CELG G&T | 063/2001 | 48500.000752/2019-84 |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 48500.000751/2019-30 |
| CHESF | 061/2001 | 48500.000750/2019-95 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 48500.000749/2019-61 |
| CTEEP | 059/2001 | 48500.000748/2019-16 |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 48500.000747/2019-71 |
| ELETROSUL | 057/2001 | 48500.000746/2019-27 |
| FURNAS | 062/2001 | 48500.000745/2019-82 |

50. Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para
o ciclo 2021/2022 e ao mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB
e de Fronteira – TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados.
51. Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, quando serão efetivamente aplicadas.
Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, optou-se, de forma
excepcional, por antecipar o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às
distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro semestre.
52. Dessa forma, foi calculado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 13,3
milhões, equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021,
em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão,
compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse componente
financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,08%.
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente
de Reativos – UDER.
53. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela
B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
54. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a
pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, está sendo
considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021.
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 22,3 milhões,
contribuindo com uma redução tarifária de 1,81%.
55. Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em
que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores
de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles
revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a.
aplicado ao montante antecipado.
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 376/2009).
56. Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos
à modicidade tarifária, associados às RENs nº 414/2010 e nº 376/2009. Trata-se de recursos
recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre
distribuidora e seus consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414º2010; (ii) aos créditos
que não puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art.
88 da REN nº 414/2010 e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão,
antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art.
9 da REN 376/2009.
57. Pelo Ofício Circular nº 08/2021, a concessionária foi instada a se manifestar a respeito
dessas receitas, a qual informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 representa R$ 0,85
milhões, contribuindo para redução do efeito em 0,07%.
58. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização
da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
e) Diferimento de Parcela B.
59. Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito nas tarifas, a ESE propôs
também um diferimento de R$ 44,6 milhões de parcela B, cujo impacto representa -3,62%. Tal valor
será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA.
f) Diferimento de Previsão de Risco Hidrológico.
60. Por fim, ainda com o intuito de amenizar um pouco mais o efeito nas tarifas, a ESE
propôs também um diferimento de R$ 13,2 milhões de previsão de risco hidrológico, cujo impacto
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Fls. 16 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
representa -1,07%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente,
devidamente atualizado pela Selic.
6. Informações complementares
61. O gráfico a seguir demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na
composição da nova Receita Anual da concessionária.
Custo de
Transmissão Encargos
7,3% Setoriais
9,1%
Custo de
Energia
Custo de
43,8%
Distribuição
39,8%
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
62. Já o gráfico abaixo 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 20,8% para o ICMS e 4,2% para o PIS e COFINS (total de 25,1% por dentro), o
que equivale a uma majoração de 33,5% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os
referidos tributos na sua base de cálculo.
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
5,4%
6,8%
Custo de
Energia
ICMS
32,8%
20,8%
Tributos
25,1%
PIS/COFINS
Custo de 4,2%
Distribuição
29,9%
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
63. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1Residencial da ESE no período de 2011 a 2021 (71,8%), comparada com a variação do IGP-M
(119,4%) e IPCA (73,3%) no mesmo período.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
580,44
530,72 535,51
514,30
467,59
432,33
409,35
353,69 369,77
337,93 344,79
308,29
290,03
Reajuste Reajuste RTE RTE 2013 Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste RTE 2018 Reajuste Reajuste Reajuste

2011 2012 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2019 2020 2021
Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2011-2021)
I. Subvenção CDE - Descontos Tarifários
64. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora
no período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados
no período de abril/2020 a março/2021.
Tabela 16. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 213.425 | 1.619.117 | 1.832.542 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (3.760) | 313.089 | 309.329 |
| Subsídio Distribuição | (167.416) | - | (167.416) |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (96.919) | 465.060 | 368.142 |
| Subsídio Rural | (21.027) | 412.710 | 391.683 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (39.030) | 460.416 | 421.386 |
| Total | (114.727) | 3.270.392 | 3.155.665 |

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
65. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do
Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a
redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão nº 026/2000.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
V. DA CONCLUSÃO
66. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 026/2000-ANEEL, no
que consta do Processo nº 48500.005034/2020-38 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da ESE, correspondendo a um efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,90% sendo de 9,43% em média para
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 8,66% 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 ESE;
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 distribuidora para custeio dos subsídios retirados da
estrutura tarifária.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
67. 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)
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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Fls. 19 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário
Nome Atividade
Aline de Oliveira Moura Técnico – Suporte TI
Francisco de Mattos Faé Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Otávio Henrique Galeazzi Franco Coordenador - Processos Tarifários
Diego Luís Brancher Coordenador Adjunto - Estrutura Tarifária e Mercado
Robson Kuhn Yatsu Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Cristina Noda 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
Wendell Cassemiro da Silva 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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Fls. 20 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
ANEXO I
METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
1. Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de
distribuição de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão)
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à
prorrogação de sua vigência).
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)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 | Procedimentos Gerais | 1.4 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 3.2 | Custos de Aquisição de Energia | 1.1 | 26/01/2018 |
| 3.3 | Custos de Transmissão | 1.0 | 17/03/2014 |
| 3.4 | Encargos Setoriais | 1.0 | 17/03/2014 |

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

| 4.1 | Conceitos Gerais | 1.0 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 4.2 | CVA | 1.0 | 28/03/2016 |
| 4.3 | Sobrecontratação de Energia | 1.0 | 28/03/2016 |
| 4.4 | Demais Componentes Financeiros | 1.5 | 27/05/2019 |

Módulo 5 – Encargos setoriais

| 5.1 | Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC | 1.0 | 22/12/2017 |
| --- | --- | --- | --- |
| 5.2 | Conta de Desenvolvimento Energético - CDE | 1.1 | 28/06/2018 |
| 5.3 | Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA | 1.0 | 29/11/2012 |
| 5.4 | Encargo de Energia de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER | 1.0 | 28/12/2018 |
| 5.5 | Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE | 1.1 | 31/05/2016 |
| 5.6 | Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE | 1.1 | 23/10/2018 |

Módulo 6 – Demais Procedimentos

| 6.1 | Limites de Repasses de Compras de Energia | 1.0 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 6.2 | Itaipu | 1.0 | 01/06/2017 |
| 6.3 | Encargos de conexão A1 | 1.0 | 18/04/2012 |
| 6.7 | Centrais de Geração Angra 1 e 2 | 3.0 | 26/12/2018 |
| 6.8 | Bandeiras Tarifárias | 1.9 | 01/06/2020 |

Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações

10.2 Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 1.2 23/03/2015
6 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 21 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
5. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as
tarifas econômicas homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de
Referência", não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico,
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade.
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica;
7. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de
capital eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia
elétrica.
8. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0 VPA1
9. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula
Sétima do Contrato de Concessão:
VPA + VPB x (IVI  X)
IRT = 1 0
RA
0
onde:
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Fls. 22 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze
meses anteriores ao reajuste em processamento;
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia
comprada em função do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior", e o "Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou
do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do
mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo,
a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
A. 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.
B. Cômputo da 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.
12.
C. Cômputo da Parcela A
13. 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.
14. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
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Fls. 23 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
1. Encargos Setoriais
15. 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:
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
16. 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:
i)
o desenvolvimento energético dos Estados;
ii)
promover a universalização do serviço de energia elétrica;
iii)
garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,
iv)
prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
v) 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,
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
vii) 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
viii)
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;
17. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo
tarifário incorpora os seguintes valores:
i)
quota anual de CDE Uso, 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.
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350,
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras
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Fls. 24 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da
CDE Conta-Covid.
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
18. 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.
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
19. 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.
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
20. 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.
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER
21. 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.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)
22. Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos
percentuais de P&D e PEE.
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição
23. 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.
24. 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.
a. Custo de Rede Básica
25. 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.
26. 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, valoradas
pelas tarifas vigentes homologadas em junho de cada ano.
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Fls. 26 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
b. Custo de Conexão
27. Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
28. 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.
29. 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.
30. 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.
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional
31. 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.
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição
32. 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.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
3. Compra de Energia
33. 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.
34. 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".
35. 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.
36. 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:
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto n° 7.246, de
28/07/2010; as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da
desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de
licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano.
ii) 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 nº 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos
empreendimentos e de fontes alternativas;
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n°
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
iv)
Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra no Submódulo 12.6 do PRORET;
v) 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
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Fls. 28 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12.6 do PRORET;
vi) 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;
vii) 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;
viii)
Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº
9.074, de 7/7/1995, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004;

ix) Suprimento: refere-se à energia comercializada entre
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 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;
x)
Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto.
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
37. 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.
38. 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.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
39. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de
distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas
Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica7.
40. 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.
b. Valoração da Compra de Energia
41. 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.
42. 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.
43. 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.
44. 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.
45. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.
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. 30 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
D. Cômputo da Parcela B
46. O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que
estabelece que o Valor da Parcela "B", VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
47. Já o valor da Parcela "B" (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é
calculado da seguinte forma:
VPB1 = VPB0 x (IGPM – X)
onde:
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas,
ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o
do mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice
sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
48. O Fator X9 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o
equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir
essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
49. 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
9 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
50. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2 – Custos Operacionais do PRORET.
51. Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da
qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o
comportamento de indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados
indicadores dos serviços técnicos e comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes
indicadores e o atendimento aos padrões estabelecidos pela ANEEL.
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico
52. 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
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramse nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET10.
53. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste
tarifário anual são:
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais
54. Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os
respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC.
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
55. Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).
➢
Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária
anual são atualizados pela Selic11.
10 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

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
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Fls. 32 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
➢
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.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.
56. 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.
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia
57. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET12, aprovado
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia
58. Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.
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. 33 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
6. Demais Componentes Financeiros
59. Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
60. 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.
61. 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.
62. 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.
63. 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
64. 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.
65. 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.
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Fls. 34 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
ANEXO II
RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADOS DO MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do
PRORET13. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no
cálculo do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 6,02% e
está detalhado no gráfico a seguir:
13 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. 35 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,76% 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. 36 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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$12
Milhões
R$10
R$8
R$6
R$4
R$2
R$0
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21
-R$2

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. 37 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
R$3
Milhões
R$3
R$2
R$2
R$1
R$1
R$0

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. Desta forma, foi considerado o valor
de R$ -14.253.294,91, o que representou uma redução no impacto da CVA de 1,14%.
Compra de Energia
9. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de
compra de energia da distribuidora.
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Fls. 38 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
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.
250 10 Milhões
196 197 -

200 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188
181 185
170 170

163 162 168 168 (10)
155 160
150
(20)
100 (30)
(40)
50
(50)
0 (60)
jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21
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.
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Fls. 39 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
12. O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3,
e a cobertura tarifária econômica concedida.
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Fls. 40 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
350
300
250
200
150
100
50
0

CCEAR-Q CCEAR-D CCEN BILATERAL CCGF MCSD MCSD EN
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 4,26% pode ser segregado para
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão
detalhados no gráfico a seguir a seguir.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
14. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da
CVA.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
Glosa de Energia
15. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
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Fls. 42 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Resultado no Mercado de Curto Prazo
16. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
seguintes resultados:
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre
01/02/2020 e 01/01/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 5.273.277,91
a preços de abril/2021.
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 141.004,99 MWh, que representa 4,46% do
Mercado Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido no Decreto nº
5.163/2004, não há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do mercado de curto
prazo.
• O Despacho nº 2.508/2020 homologou os valores da exposição e sobrecontratação involuntária para
os anos de 2016 e 2017. Desta forma, os limites de repasse puderam ser aplicados, resultando em
ajuste total de R$ 6.922.793,69, a preços de abril/2021. Tal valor é resultado da aplicação do ajuste
para o ano de 2016, no qual a distribuidora estava sobrecontratada em 383.925,30 MWh, sendo o
limite da sobrecontratação com direito a repasse ao consumidor apurado em 164.956,10 MWh.
•
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$ 105.575,67.
17. Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das recontabilizações,
é de R$ 12.301.647,27, já atualizado para preços de abril/2021, com impacto de 1,00% no reajuste
das tarifas.
18. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
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Fls. 43 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
350
300
250
200
GWh
150
100
50
0
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-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 14 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
5 300
MILHÕES
R$/MWH
4
250
4
R$
3 200
3
150
2 R$ 4,0
R$ 3,3
2 100
R$ 2,6
R$ 2,2
1 R$ 2,0
50
R$ 1,4
1 R$ 1,0
R$ 0,5
R$ 0,3 R$ 0,1
0 R$ 0,0 R$ 0,0 0
fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20 jan/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
14 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. 44 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
20. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
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 2,04%.
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Fls. 45 Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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 2,75%15.
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.
15 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.
DOCUMENTO Superintendência ASSINADO DIGITALMENTE de Gestão POR: Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005034/2020-38
DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO