REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3129/2022
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, referentes Bandeirante Energia S.A - EDP SP.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-10-21
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL
Brasília, 13 de outubro de 2022
Processo nº: 48500.004912/2021-89
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes à Edp São Paulo Distribuição de Energia S.A.
e demais providências pertinentes ao seu Reajuste
Tarifário Anual de 2022.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Edp São
Paulo Distribuição de Energia S.A., a vigorar a partir de 23 de outubro de 2022, calculado em
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas
no Contrato de Concessão de Distribuição nº 202/1998 – ANEEL 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 Edp São Paulo Distribuição de Energia S.A. - EDP SP, sediada na cidade de São Paulo,
atende aproximadamente 2 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa, atualmente, um faturamento anual da ordem de R$ 5,3 bilhões.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL

Fls. 2 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 1.870.798 | 359.844 | 26,7% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 8.317 | 698.166 | 51,8% |
| Comercial | 144.773 | 153.819 | 11,4% |
| Rural | 5.362 | 4.915 | 0,4% |
| Iluminação Pública | 4.060 | 24.711 | 1,8% |
| Poder Público | 9.851 | 22.379 | 1,7% |
| Serviço Público | 1.538 | 49.722 | 3,7% |
| Demais classes | 74 | 35.528 | 2,6% |
| Total | 2.044.773 | 1.349.084 | 100% |

* Fonte: SAMP – competência agosto/2022.
3. Em 21 de outubro de 2021, foi aprovada a Reajuste Tarifário Anual da EDP SP,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.964/2021, quando as tarifas foram, em média,
reajustadas em 12,39%.
4. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública
Ordinária da Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a
Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações
financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
5. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na
Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto
de 2021, e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte inicial
associado ao processo de capitalização da Eletrobrás1, esta Diretoria Colegiada decidiu anuir com a
proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade
Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
6. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385, alterando a Lei nº 9.427, de
26 de dezembro de 1996, para disciplinar a devolução de valores de tributos recolhidos a maior
pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia.
7. A Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, pelo
Memorando nº 142/2022-SRM/ANEEL2, de 22 de setembro de 2022, informou que a EDP SP possui
contrato bilateral de compra e venda de energia.
8. Já a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio
1 SIC nº 48513.014192/2022-00.
2 SIC nº 48580.001529/2022-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
do Memorando nº 268/2022-SFF/ANEEL3, de 28 de setembro de 2022, informou sobre a validação
dos Pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras EDP SP.
4
9. Por intermédio da Carta CT-EDP-SP-086-2022 , de 7 de outubro de 2022, a
distribuidora informou os valores de créditos de PIS/COFINS aproveitados, como ainda a estimativa
de compensações para os 12 meses subsequentes, em resposta ao Ofício Circular nº 317/2022SFF/ANEEL, de 13 de setembro de 20225.
10. Em 11 de outubro de 2022, a SGT encaminhou à empresa e ao Conselho de
Consumidores as planilhas de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a
Submódulo 10.2 do Proret6.
11. Em 11 de outubro de 2022, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EDP SP encontra-se adimplente7 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
12. 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
13. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EDP SP é de outubro/2021
a setembro/2022.
C. Receita Anual
3
SIC nº 48536.003635/2022-00.
4 SIC nº 48513.027117/2022-00.
5 SIC nº 48536.003291/2022-00.
6 SIC nº 48581.002460/2022-00.
7 SIC nº 48581.002457/2022-00.
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Fls. 4 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
14. 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 2.
Tabela 2. Mercado no Período de Referência
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 7.518.178 4.299.036.708

A2 (88 a 138 kV) 69.369 27.234.441
A3a (30 kV a 44 kV) 8.180 3.741.789
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1.556.833 754.387.651
BT (menor que 2,3 kV) 5.883.795 3.513.672.826

| Suprimento | 47.564 | 16.764.694 |
| --- | --- | --- |
| Livres A1 | 11.637 | 821.779 |
| Demais Livres | 8.003.122 | 996.339.458 |
| Distribuição | 368.539 | 21.057.625 |

Geração - 7.680.861
Total 15.949.039 5.341.701.126
D. PARCELA A
1. Encargos Setoriais (ES)
15. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico,
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores
estabelecidos pela ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os
dispositivos legais associados, estão demonstrados na Tabela 3:
Tabela 3. Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7.967.062 | 8.637.059 | Conforme módulo 5.5 do PRORET |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 674.861.834 1.045.542.553 | REH 3.034/2022 |  |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid | 140.391.049 | 141.414.878 | DSP 939/2021 |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (136.188.759) | DSP 1.959/2022 |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 58.534.874 | 218.814.815 | DSP 2.368/2022 |
| PROINFA | 126.671.462 | 200.681.975 | REH 2.995/2021 |
| P&D e Eficiência Energética | 46.753.375 | 44.854.196 | REN 316/2008 |
| Contribuição ONS | 191.964 | 190.607 | Contribuição 2021 |

Total de Encargos Tarifários 1.055.371.620 1.523.947.324
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Fls. 5 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
CDE Modicidade Eletrobrás
16. O inciso I do art. 4º da Lei 14.182/2021, que dispõe sobre a desestatização da
empresa Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), estabeleceu que a Eletrobras aportará na
CDE, para fins de modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor
adicionado à concessão pelos novos contratos, nos termos abaixo:
[...]
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia
elétrica de que trata o art. 2º desta Lei:
I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento
Energético (CDE), de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente
a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão pelos novos contratos;
[...]
§ 2º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica
aos novos contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este
artigo, e a quota de que trata o inciso I do caput deste artigo será creditada
integralmente em favor das concessionárias e permissionárias de distribuição de
energia elétrica, para fins de modicidade tarifária no Ambiente de Contratação
Regulada (ACR), distribuída de forma proporcional aos montantes descontratados
em decorrência da alteração do regime de exploração para produção independente
de que trata o inciso III do caput deste artigo.
[...]
17. Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou
a Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de
geração de energia elétrica nos termos da Lei nº 14.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros
da Resolução CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021.
18. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser
aportado na CDE trinta dias após a assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo
V da citada Resolução.
19. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos
tarifários, propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE
ELETROBRAS, cujo valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à
modicidade, utilizando o fator de garantia física como parâmetro de rateio.
20. Frise-se, que no processo tarifário subsequente, o valor poderá ser ajustado e as
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Fls. 6 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
diferenças repassadas às tarifas, conforme regulamentação a ser proposta pela Agência.
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
21. 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 e
Uso de Sistemas de Distribuição.
22. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário estão demonstrados na Tabela 4:
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 363.217.593 | 460.965.373 |
| Rede Básica Fronteira | 97.848.861 | 106.129.157 |
| Rede Básica ONS (A2) | 526.140 | 348.506 |
| MUST Itaipu | 36.811.209 | 36.629.918 |
| Transporte de Itaipu | 44.294.446 | 53.161.074 |
| Conexão | 16.941.901 | 16.591.861 |
| Total dos Custos de Transporte | 559.640.150 | 673.825.890 |

3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
23. 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.
24. A Tabela 5 apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da EDP
SP, ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão conforme
os valores determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2019, homologada pela REH nº
2.629/2019.
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 8,07% | 7,86% | REH 2.629/2019 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 4,06% | 4,06% | REH 2.629/2019 |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,97% | 2,28% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 5.883.795 | 5.883.795 | SAMP |

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Fls. 7 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
25. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da EDP SP para atendimento
ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado
de venda da distribuidora.
Tabela 6. Energia Requerida (MWh)

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 7.563.215 | 7.563.215 |
| Fornecimento | 7.518.178 | 7.518.178 |
| Suprimento | 45.037 | 45.037 |
| Consumidores Livres | 8.383.297 | 8.383.297 |
| Consumidores Rede Básica | 11.637 | 11.637 |
| Perdas Totais | 1.394.199 | 1.378.246 |
| Perdas Rede Básica | 172.954 | 199.376 |
| Perdas na Distribuição | 1.221.246 | 1.178.870 |
| Perda Não Técnica | 474.677 | 462.699 |
| Perda Técnica | 746.568 | 716.171 |
| Energia Requerida | 8.957.414 | 8.941.461 |

b. Valoração da Compra de Energia
26. 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.
27. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborouse o Balanço Energético da Concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica,
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço, conforme
Tabela 7.
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Itaipu | Tarifa de repasse de potência | REH 3.007/2021 |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 3.002/2021 |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 3.068/2022 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.995/2021 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Preços | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Preços | Previsão SGT |

28. A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços

Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 12.356 | 9.993 | 303,18 | 3.029.617 |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 6.599.430 | 5.337.168 | 277,77 | 1.482.515.622 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.697.318 | 2.990.138 | 330,04 | 986.861.840 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.433.483 | 1.159.303 | 260,08 | 301.509.659 |
| Madeira e Belo Monte | 1.468.629 | 1.187.727 | 163,46 | 194.144.123 |
| Energia Base | 4.402.772 | 3.594.300 | 221,23 | 795.164.518 |
| Cota Angra I/Angra II | 357.290 | 288.952 | 349,15 | 100.887.431 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 2.019.049 | 1.632.869 | 150,97 | 246.516.861 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 1.850.559 | 1.496.605 | 299,18 | 447.760.226 |
| PROINFA | 175.874 | 175.874 | - | - |
| Total | 11.002.202 | 8.941.461 | 255,07 | 2.280.709.757 |

F. PARCELA B
29. 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
9 demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros associados:
Tabela 9. Cálculo da Parcela B

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 1.598.143.823 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 8,25% SGT/ANEEL
(3) Fator X -0,06%

(3.1) Componente Pd do Fator X 0,62% REH 2.629/2019
(3.2) Componente T do Fator X 0,00% REH 2.629/2019
(3.3) Componente Q do Fator X -1,02% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 1.730.957.238
G. COMPONENTES FINANCEIROS
30. 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 10 consolida os valores dos componentes financeiros:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004912/2021-89

Fls. 9 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Tabela 10. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (282.714.261) | -5,27% |
| CVA em processamento -Transporte | 49.594.187 | 0,92% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 489.893.084 | 9,12% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 66.946.797 | 1,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 1.089.213 | 0,02% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 25.479.169 | 0,47% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 567.864 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 195.150.150 | 3,63% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (225.133.980) | -4,19% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (4.042.614) | -0,08% |
| Reversão de financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 169.466.766 | 3,16% |
| Reversão de financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | 77.295.658 | 1,44% |

Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (821.000.993) -15,29%

| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (19.925.798) | -0,37% |
| --- | --- | --- |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (41.668.633) | -0,78% |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | (10.180.381) | -0,19% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Cir. 20/2021) | (2.998.003) | -0,06% |
| Total | (332.181.775) | -6,19% |

H. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
1. Resultados
31. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EDP SP conduz a um efeito médio nas tarifas a
ser percebido pelos consumidores de 8,05%. Este efeito decorre: (i) do reajuste dos itens de custos
de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no contrato de concessão, para 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.
32. A Tabela 11 apresenta os custos 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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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] | 3.743.557.303 | 4.478.482.971 | 19,6% | 13,76% | 72,1% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.055.371.620 | 1.523.947.324 | 44,4% | 8,77% | 24,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7.967.062 | 8.637.059 | 8,4% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 674.861.834 | 1.045.542.553 | 54,9% | 6,94% | 16,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 56.476.534 | 56.448.293 | -0,1% | -0,00% | 0,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 83.914.514 | 84.966.585 | 1,3% | 0,02% | 1,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | (136.188.759) | 0,0% | -2,55% | -2,2% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 58.534.874 | 218.814.815 | 273,8% | 3,00% | 3,5% |
| PROINFA | 126.671.462 | 200.681.975 | 58,4% | 1,39% | 3,2% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 46.753.375 | 44.854.196 | -4,1% | -0,04% | 0,7% |
| ONS | 191.964 | 190.607 | -0,7% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 559.640.150 | 673.825.890 | 20,4% | 2,14% | 10,9% |
| Rede Básica | 363.217.593 | 460.965.373 | 26,9% | 1,83% | 7,4% |
| Rede Básica Fronteira | 97.848.861 | 106.129.157 | 8,5% | 0,16% | 1,7% |
| Rede Básica ONS (A2) | 526.140 | 348.506 | -33,8% | -0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 36.811.209 | 36.629.918 | -0,5% | -0,00% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 44.294.446 | 53.161.074 | 20,0% | 0,17% | 0,9% |
| Conexão | 16.941.901 | 16.591.861 | -2,1% | -0,01% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.128.545.533 | 2.280.709.757 | 7,1% | 2,85% | 36,7% |
| PARCELA B | 1.598.143.823 | 1.730.957.238 | 8,3% | 2,49% | 27,9% |
| IRT | 5.341.701.126 | 6.209.440.208 | 16,24% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (332.181.774,71) | -6,19% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (282.714.261) | -5,27% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 49.594.187 | 0,92% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 489.893.084 | 9,12% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 66.946.797 | 1,25% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 1.089.213 | 0,02% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 25.479.169 | 0,47% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 567.864 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 195.150.150 | 3,63% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (225.133.980) | -4,19% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (4.042.614) | -0,08% |  |  |  |
| Reversão de financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 169.466.766 | 3,16% |  |  |  |
| Reversão de financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | 77.295.658 | 1,44% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (821.000.993) | -15,29% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (19.925.798) | -0,37% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (41.668.633) | -0,78% |  |  |  |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | (10.180.381) | -0,19% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Cir. 20/2021) | (2.998.003) | -0,06% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,05%
33. Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A
contribuiu com 13,76%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 2,49%.
34. O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade
tarifária ao qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta
Tensão) e B (Baixa Tensão) estão apresentados na Tabela 12:
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Tabela 12. Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 20,04%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 2,35%
Efeito Médio AT+BT 8,05%
35. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa. Essa diferença de efeitos entre o Alta e o Baixa Tensão se deve, dentre
outros fatores, principalmente, ao incremento dos custos associados ao transporte e à CDE Uso,
que estão impactando mais os consumidores de Alta Tensão. Além disso, os consumidores livres,
não percebem o impacto de redução da TE, contribuindo mais ainda para essa diferença de efeitos.
2. Análise Parcela A
36. Os encargos setoriais variaram 44,4% em relação ao processo anterior, impactando
o efeito tarifário em 8,77%, com destaque para: a CDE Uso (6,94%); o Encargo de Serviço do Sistema
e Energia de Reserva e Serviços – ESS/EER, com impacto de 3,00%; e o Proinfa, com impacto de
1,39%. Em contrapartida, a CDE Modicidade Eletrobrás, que será detalhada adiante, contribuiu com
redução de 2,55%.
37. Os custos de transporte variaram 20,4%, contribuindo para um efeito médio de
2,14%. Esse aumento decorre das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e das
novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2022-2023,
aprovadas em julho, conforme Resoluções Homologatórias nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12 de
julho de 2022.
38. Os custos de compra de energia impactaram o efeito tarifário em 2,85%. As principais
razões para o efeito foram o aumento dos custos da energia associada aos CCEAR Nova/Alternativa
(1,97%); da energia proveniente de usinas cotistas, abarcadas pela Lei 12.783/2013 (1,51%); e da
energia proveniente de Angra (0,54%). Em contrapartida, houve redução dos custos da energia
proveniente de Itaipu (efeito de -1,51%) decorrente da redução da tarifa de repasse da potência
contratada de Itaipu, estabelecida na REH nº 3.007/2021.
39. A Tabela 3 e o Gráfico 1 demonstram a variação dos montantes e do custo com
compra de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:
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Fls. 12 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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 | 3.556.855 | 3.697.318 | 3,9% | 304,34 | 330,04 | 8,4% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.421.826 | 1.433.483 | 0,8% | 241,28 | 260,08 | 7,8% |
| Madeira e Belo Monte | 1.468.629 | 1.468.629 | 0,0% | 150,32 | 163,46 | 8,7% |
| Cota Angra I e Angra II | 378.079 | 357.290 | -5,5% | 249,64 | 349,15 | 39,9% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 2.390.223 | 2.019.049 | -15,5% | 122,65 | 150,97 | 23,1% |
| Itaipu | 1.956.276 | 1.850.559 | -5,4% | 345,79 | 299,18 | -13,5% |
| Bilateral | 12.356 | 12.356 | 0,0% | 293,26 | 303,18 | 3,4% |
| Proinfa | 187.359 | 175.874 | -6,1% | - | - | - |
| (2.414.190) | (2.073.098) | -14,1% | 242,49 | 260,19 | 7,3% |  |

Sobra (-) / Exposição (+)

TOTAL 8.957.414 8.941.461 -0,2% 237,63 255,07 7,3%
2,85%
1,57% 1,51%
0,40% 0,54%
0,29%
0,04%
0,00%
-1,51%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia
3. Análise Parcela B
40. A atualização da Parcela B representou 2,49% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 8,25% no período de referência, descontada do Fator
X, de -0,06%.
4. Análise dos Componentes Financeiros
41. Os financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
contribuíram com o efeito de -6,19% no atual reajuste tarifário. Destaca-se, com valores positivos:
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Fls. 13 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
i) a CVA – Encargos Setoriais, com 9,12%, especialmente a CVA de CDE, decorrente da defasagem
entre a cobertura mensal concedida no RTA de 2021 e o novo patamar de custos mensais incorridos
pela concessionária a partir de janeiro de 2022; e ii) a reversão do financeiro de Bandeira Escassez
4,6%8.
Hídrica, cujo efeito neste processo é de
42. 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.
43. Com efeito negativo, destaca-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de
-5,27%, especialmente impactada pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os efetivos
pagamentos relacionados aos custos do risco hidrológico de CCGF e Usinas Repactuadas.
5. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
44. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, foram desenvolvidos 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) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
45. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385/2022, que alterou a Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996, passando a disciplinar a devolução de valores de tributos
recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia elétrica.
46. A Lei estabelece, no caput do art. 3º-B, a determinação para que a Aneel promova a
reversão integral aos consumidores de energia elétrica dos créditos relacionados às ações judiciais
transitadas em julgado que versam sobre a exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/COFINS.
47. Ainda, no seu parágrafo 1º consta que a destinação será do valor total do crédito
utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita Federal do Brasil, acrescido de juros, e
8
No processo tarifário de 2021, foi considerado o financeiro negativo denominado "Bandeira Escassez Hídrica", no valor
de 222,5 milhões, cujo propósito era o de não repassar, às tarifas definidas naquele processo, o déficit até então
acumulado pelas distribuidoras na Conta Bandeiras. No presente processo, o financeiro em questão deve ser revertido,
visto que, na apuração da CVA, está sendo realizado o encontro de contas entre: 1) o total de arrecadação associada à
Bandeira Escassez Hídrica e; 2) os déficits acumulados até o processo tarifário de 2021 somados aos custos incorridos
pela distribuidora posteriormente ao processo tarifário de 2021.
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Fls. 14 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
da integralidade dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil, a serem compensados até o
processo tarifário subsequente, conforme projeção a ser realizada por esta Agência.
48. Desse modo, tal componente financeiro deve contemplar: (i) o valor total do crédito
efetivamente compensado pela distribuidora até a data-base do processo tarifário; e (ii) os valores
dos créditos a serem compensados até o processo tarifário subsequente, descontando-se, eventuais
tributos incidentes e valores já repassados diretamente aos consumidores em virtude de decisões
administrativas ou judiciais.
49. Registra-se que procedimento semelhante já foi adotado em processos tarifários
anteriores, resguardadas, naturalmente, as especificidades processuais observadas em cada caso.
50. Por intermédio da Carta CT-EDP-SP-086-2022, a distribuidora prestou as informações
necessárias para inclusão do componente financeiro correspondente. Na qual noticia os valores de
créditos de PIS/COFINS aproveitados e a estimativa de compensações para os 12 meses
subsequentes, como também os tributos incidentes recolhidos à Receita Federal.
51. Assim, no presente processo tarifário, os referidos itens totalizaram
aproximadamente R$ 821 milhões, resultando uma redução de 15,29% no efeito médio. Esse
montante já considera a dedução do IR/CSLL9 recolhido à Receita Federal.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
52. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da
Medida Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear
medidas de combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi
aprovada a partir da Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
53. O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para
fixar os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados
nos Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. À EDP SP foram repassados o
valor atualizado cerca de R$ 61,6 milhões, com impacto de -1,15% no efeito médio.
c) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
54. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021ANEEL, dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por
9 Imposto de Renda/Contribuição Social Sobre Lucro Líquido.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência, foi apurado componente financeiro negativo
nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da EDP SP, correspondendo a R$ 4
milhões, resultando em redução de efeito de 0,08%.
d) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL
55. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL10, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado
à EDP SP informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes
para o ACL, para consideração no processo tarifário de 2022, conforme descrito na Nota Técnica nº
237/2020-SGT/ANEEL11, de 27 de novembro de 2020.
56. Assim, o valor correspondente informado pela EDP SP, e devidamente atualizado pela
Selic, foi de aproximadamente R$ 3 milhões, correspondendo ao efeito tarifário de -0,06%.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
57. É relevante destacar ainda que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu
para que a tarifa não sofresse aumento adicional médio de 17,28%.
6. Informações complementares
58. O Gráfico 2 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
Encargos
Setoriais
24,5%
Custo de
Transmissão
10,9%
Custo de
Distribuição
Custo de
27,9%
Energia
36,7%
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
59. Já o Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela
10 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
11 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
própria empresa, de 20,6% para o ICMS e 4,5% para o PIS e COFINS (total de 25,0% por dentro), o
que equivale a uma majoração de 33,4% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica, sem os
referidos tributos na sua base de cálculo.
Encargos
Custo de
Setoriais
Transmissão
8,1% 18,4%
ICMS
20,6%
Custo de
Energia
Tributos
27,5% 25,0%
PIS/COFINS
Custo de 4,5%
Distribuição
20,9%
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
I. Subvenção CDE - Descontos Tarifários
60. A Tabela 14 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de outubro/2022 a setembro/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados
no período de outubro/2021 a setembro/2022.
Tabela 14. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.832.271 | 11.629.356 | 13.461.626 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 9.562 | 126.272 | 135.834 |
| Subsídio Distribuição | (32.729) | 144.082 | 111.352 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (29.785) | 390.740 | 360.955 |
| Subsídio Rural | (15.803) | 167.643 | 151.840 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (1.475) | 19.275 | 17.799 |
| Total | 1.762.040 | 12.477.367 | 14.239.407 |

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
61. 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004912/2021-89

Fls. 17 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Concessão nº 202/1998.
V. DA CONCLUSÃO
62. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 202/1998-ANEEL, no
que consta do Processo nº 48500.004912/2021-89 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da EDP SP, correspondendo a um efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,05% sendo de 20,04% em média para
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 2,35% 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 EDP SP;
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
63. 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)
CHARLES ALEXANDRE LENZA ROCHA ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ
Analista Superior IV Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
LEONARDO DE ARAUJO SILVA FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Especialista em Regulação Coordenador das Atividades de Processo
Tarifário de Distribuição
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004912/2021-89

Fls. 18 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
(*) Relação dos técnicos da SGT que participaram deste processo tarifário consta de tabela na página seguinte.
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário
Nome Atividade
Charles Alexandre Lenza Rocha Técnico Responsável - Coordenador Adjunto – Processos
Aline de Oliveira Moura Técnico – Suporte TI
Francisco de Mattos Faé Coordenador – Processos Tarifários
Luís Carlos Carrazza Coordenador Adjunto – Monitoramento e Metodologias
Marcelo Hlebetz Coordenador – Monitoramento e Metodologias
Adriano Almeida Trindade Suporte – SAMP e Análise de Mercado
Diego Luís Brancher Coordenador Adjunto – Estrutura Tarifária e Mercado
Robson Kuhn Yatsu Coordenador – Estrutura Tarifária e Mercado
Andrey Vinícius Altoé Técnico – CVA
André Valter Feil Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização
Leonardo de Paiva Rodrigues Técnico – Rede Básica e Conexão
André Lucio Neves Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Denis Perez Januzzi Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição
ANEXO II – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
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Fls. 19 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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)12, 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 C | 01/03/2022 |
| --- | --- | --- | --- |
| 3.2 | Custos de Aquisição de Energia | 1.1 C | 01/03/2022 |
| 3.3 | Custos de Transmissão | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 3.4 | Encargos Setoriais | 1.0 | 01/03/2022 |

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

| 4.1 | Conceitos Gerais | 1.0 C | 01/03/2022 |
| --- | --- | --- | --- |
| 4.2 | CVA | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 4.3 | Sobrecontratação de Energia | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 4.4 | Demais Componentes Financeiros | 1.5 C | 01/03/2022 |

Módulo 5 – Encargos setoriais

| 5.1 | Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC | 1.0 C | 01/03/2022 |
| --- | --- | --- | --- |
| 5.2 | Conta de Desenvolvimento Energético - CDE | 1.1 C | 01/03/2022 |
| 5.3 | Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 5.4 | Encargo de Energia de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 5.5 | Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE | 1.1 C | 01/03/2022 |
| 5.6 | Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE | 1.1 C | 01/03/2022 |

Módulo 6 – Demais Procedimentos

6.1 Limites de Repasses de Compras de Energia 1.0 C 01/03/2022
6.2 Itaipu 1.0 C 01/03/2022
6.3 Encargos de conexão A1 1.0 C 01/03/2022
12
O PRORET pode ser acessado em: https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/procedimentos-regulatorios/proret.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.

6.7 Centrais de Geração Angra 1 e 2 3.0 C 01/03/2022
6.8 Bandeiras Tarifárias 1.9 C 01/03/2022
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 C 01/03/2022
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
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Fls. 21 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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:
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.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
C. Cômputo da Parcela A
12. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais;
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição
de energia elétrica e geração própria.
13. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
1. Encargos Setoriais
14. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos
processos tarifários são:
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
15. 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;
16. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo
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Fls. 23 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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
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.
iii) quota CDE Eletrobrás, destinada à modicidade tarifária nos processos tarifários. O
inciso I do art. 4º da Lei 14.182/2021, que dispõe sobre a desestatização da empresa Centrais
Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), estabeleceu que a Eletrobras aportará na CDE, para fins
de modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor
adicionado à concessão pelos novos contratos, cujo valor corresponde à parcela da
Distribuidora do montante destinado à modicidade, utilizando o fator de garantia física
como parâmetro de rateio, na forma definida pelo Conselho Nacional de Política Energética
(CNPE).
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
17. 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.
18. 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.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
19. 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
20. 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.
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)
21. 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
22. 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.
23. 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.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
a. Custo de Rede Básica
24. 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.
25. 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.
b. Custo de Conexão
26. 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.
27. 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.
28. 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.
29. 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
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Fls. 26 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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
30. 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
31. 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.
3. Compra de Energia
32. 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.
33. 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".
34. 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.
35. 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004912/2021-89

Fls. 27 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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
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;
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Fls. 28 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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
36. 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.
37. 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.
38. 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 elétrica13.
39. 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
40. 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.
13 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.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
41. 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.
42. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits14 considerando o período de
referência em questão.
43. 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.
44. 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.
D. Cômputo da Parcela B
45. 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";
46. 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
14 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 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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.
47. O Fator X15 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.
48. 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
49. 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.
50. 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
51. 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 encontramPRORET16.
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do
15 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
16 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

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Fls. 31 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
52. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste
tarifário anual são:
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais
53. 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
54. 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 Selic17.
➢
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.
17
Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002,
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à
data do reajuste.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.
55. 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
56. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET18, aprovado
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia
57. 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.
6. Demais Componentes Financeiros
58. 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
59. 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.
60. 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.
61. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e
18
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Fls. 33 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária
vigente.
62. 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
63. 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.
64. 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 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
ANEXO II
RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO 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
PRORET19.
No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os resultados apresentados na
Tabela I.1:
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 13,26%. 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 4,78% e
está detalhado no Gráfico I.1:
19 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 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 17,19% 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 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
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$100
Milhões
R$90
R$80
R$70
R$60
R$50
R$40
R$30
R$20
R$10
R$0

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 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
R$15
Milhões
R$10
R$5
R$0
-R$5
-R$10
-R$15
-R$20
-R$25

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
8. Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos.
Compra de Energia
9. A Tabela I.4 apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra
de energia da distribuidora.
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Fls. 38 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
10. O Gráfico I.4 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.
Milhões
400 450
353

350 339 337 332 400
318
350
300
300

250 229 229 229 232 238 232 238 238 238 238 238 238 238 238
250
186

200 181 180 183 180 186 180
200
150
150
100 100
50
50
0 -
jul-21 ago-21 set-21 out-21 nov-21 dez-21 jan-22 fev-22 mar-22 abr-22 mai-22 jun-22 jul-22
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
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Fls. 39 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
11. A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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Fls. 40 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
12. O Gráfico I.5 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.
400
350
300
250
200
150
100
50
0
-50
-100

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 -5,27% pode ser segregado para
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão
detalhados no Gráfico I.6.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
14. Já Tabela I.7 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. 42 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
15. Apesar dos significativos custos decorrentes das exposições ao MCP relacionadas aos
riscos hidrológicos de Itaipu, dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados, houve expressiva reversão de
recursos de bandeiras tarifárias alocadas em energia, o que resultou em um efeito negativo para a
CVA Energia.
Glosa de Energia
16. 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,
conforme apresentado na Tabela I.8.
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Fls. 43 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
17. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
seguintes resultados:
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/08/2021 e 01/07/2022,
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 6.136.305,52 a preços de
outubro/22.
•
Para o ano civil de 2021: Sobrecontratação de energia de 1.683.206 MWh, que representa
19,16% do Mercado Regulatório. Como não houve a publicação do Despacho de
involuntariedade para 2021, provisoriamente está se considerando a sobrecontratação
como involuntária.
• 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$ 19.342.863,56. Deste total,
o valor de R$ 19.105.526,67 deve-se a publicação do Despacho 2.168/22, que revisou os
valores de involuntariedade para os anos civis de 2016 e 2017.
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Fls. 44 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
18. O Gráfico I.9 apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
1.200
1.000
800
GWh
600
400
200
0
ago-21 set-21 out-21 nov-21 dez-21 jan-22 fev-22 mar-22 abr-22 mai-22 jun-22 jul-22

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
19. O Gráfico I.10 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
20
no mercado de curto prazo dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
60 700
MILHÕES R$/MWH
40
600
20 R$ 34,9 R$ 30,9
R$ 11,2 R$ 15,5 R$ 14,4 R$ 12,9

R$ 0 R$ 0,7 R$ 8,9 R$ 9,6 R$ 0,4 500
-20 400
-R$ 53,4
-40
300
-60 -R$ 122,8
-80
200
-100
100
-120
-140 0
ago/21 set/21 out/21 nov/21 dez/21 jan/22 fev/22 mar/22 abr/22 mai/22 jun/22 jul/22

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
20 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. 45 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Conta Bandeira
20. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
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 I.9 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
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Fls. 46 Nota Técnica nº 190/2022-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2022.
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas foi de -4,72%.
22. Nesse sentido, a Tabela I.10 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 -2,10%21.
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.
21 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas.
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Documento assinado digitalmente por Leonardo de Araujo Silva, Coordenador(a) Adjunto(a) Das Atividades de Processo Tarifário de Distribuição, em 19/10/2022 às
09:28; Francisco de Mattos Fae, Coordenador(a) Das Atividades de Processo Tarifário de Distribuição, em 17/10/2022 às 15:39; Davi Antunes Lima,
Superintendente de Gestão Tarifária, em 14/10/2022 às 11:04; Charles Alexandre Lenza Rocha, Analista Superior iv, em 14/10/2022 às 11:01; Andrey Vinicius
Altoe, Especialista em Regulação, em 14/10/2022 às 10:02