REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2990/2021
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 à Energisa Rondônia Distribuidora de Energia S.A - ERO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-10
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 281/2021-SGT/ANEEL
Em 02 de dezembro de 2021.
Processo nº: 48500.005030/2020-50
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes à Energisa Rondônia Distribuidora de Energia S/A
– ERO e demais providências pertinentes ao seu Reajuste
Tarifário Anual de 2021.
I - DO OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa
Rondônia Distribuidora de Energia S/A - ERO, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, calculado em
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na
Cláusula Sexta do Contrato de Concessão de Distribuição 002/2018 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 ERO, sediada na cidade de Porto Velho/RO, atende aproximadamente 675 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual na ordem
de R$ 1,7 bilhão.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 496.856 | 141.411 | 45,5% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 1.547 | 41.111 | 13,2% |
| Comercial | 44.290 | 56.019 | 18,0% |
| Rural | 126.717 | 34.846 | 11,2% |
| Iluminação Pública | 168 | 12.504 | 4,0% |
| Poder Público | 4.773 | 18.833 | 6,1% |
| Serviço Público | 317 | 4.833 | 1,6% |
| Demais classes | 165 | 1.025 | 0,3% |
| Total | 674.833 | 310.582 | 100% |

Fonte: SAMP – competência outubro/2021.
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Fls. 2 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
3. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.819, de 8 de dezembro de 2020, a
revisão tarifária extraordinária da ERO representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no
RTA de 2020 de -11,29%.
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 Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e a
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2.
6. Em virtude da crise de saúde pública, a SGT não realizou reunião presencial com os
representantes da ERO, de modo que os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste
tarifário anual, seu calendário referencial e demais interações foram realizadas mediante comunicação
eletrônica, além de reunião por teleconferência realizada em 25 de novembro de 20213.
7. O Memorando nº 184/2021-SRM/ANEEL 4, de 16 de novembro de 2021, informou os
contratos bilaterais de compra e venda de energia que a concessionária possui.
249/2021-SGT/SFF/ANEEL5,
8. Em 5 de novembro de 2021, por meio da Nota Técnica nº de
05 de novembro de 2021, que trata da "Avaliação do impacto da segregação dos ativos classificados como
Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para o processo licitatório,
constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Rondônia Distribuidora de Energia, nos
termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021", a SGT recomendou adequação da Parcela
B da concessionária em função do pagamento, com recursos da RGR, dos ativos classificados como AIC. A
deliberação sobre o assunto estava prevista para a 45ª RPO (processo correspondente,
48500.007035/2019-00) sendo transferida para a 46ª POR (item 15 no bloco da pauta) já com minuta de
voto e ato disponibilizadas em 2/12/2021.
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00).
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).
3 Notas de Reunião (SIC 48581.001918/2021-00).
4 Documento SIC nº 48580.000896/2021-00.
5
Documento SIC nº 48581.001771/2021-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
9. Em 17 de novembro de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 353/2021-SFF/ANEEL6, com
os valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas,
além das informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras
relativas à ERO.
10. Diante do 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 no tópico IV.6, referente a Componentes
Financeiros e respectiva análise.
11. A ERO encaminhou mensagem eletrônica datada de 26 de abril de 2021, em resposta ao
Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL7, na qual informa que acerca das receitas previstas no §3º
do Art.70-A e no §7º do Art. 88 da REN 414/2010, o saldo contabilizado até a competência de
dezembro/2020 é de R$ 239.010,87 e R$ 111.730,71.
ERO8
12. Em 2 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da as
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
13. Em 2 de dezembro de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF9, a ERO encontra-se adimplente com suas obrigações
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei
n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004.
III - DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
14. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ERO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 6,93%, sendo de 6,85%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 6,95%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
6 Documento SIC nº 48536.004090/2021-00.
7 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00.
8 Documento SIC nº 48581.001942/2021-00.
9
Documento SIC nº 48581.001944/2021-00.
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Fls. 4 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 2: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 6,85%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 6,95%
Efeito Médio AT+BT 6,93%

15. O efeito médio 6,93% decorre:
de
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcelas 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.
16. Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido pelo 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) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo
variações.
17. Essa diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve, em especial: (i) a alteração
dos custos de energia (TE), em especial a CVA Energia e o financeiro da previsão do Risco Hidrológico, que
afetam os consumidores cativos, de Baixa Tensão; e (ii) a diminuição dos custos de rede básica e conexão,
decorrente do reperfilamento dos custos de RBSE, que beneficia mais fortemente os consumidores livres.
18. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 4,41%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 1,91%, conforme
a Tabela 3 seguinte:
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Fls. 5 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.036.059.314 | 1.111.050.992 | 7,24% | 4,41% | 61,48% |
| Encargos Setoriais | 145.416.249 | 253.375.537 | 74,24% | 6,35% | 14,02% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.326.375 | 2.434.480 | 4,65% | 0,01% | 0,13% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 69.912.692 | 69.888.824 | -0,03% | 0,00% | 3,87% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 57.284.733 | 0,00% | 3,37% | 3,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 55.120.807 | 0,00% | 3,24% | 3,05% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 35.926.272 | 24.957.046 | -30,53% | -0,65% | 1,38% |
| PROINFA | 22.511.218 | 29.123.785 | 29,37% | 0,39% | 1,61% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 14.739.692 | 14.565.861 | -1,18% | -0,01% | 0,81% |
| Custos de Transmissão | 98.357.469 | 92.447.091 | -6,01% | -0,35% | 5,12% |
| Rede Básica | 62.673.767 | 46.533.404 | -25,75% | -0,95% | 2,58% |
| Rede Básica Fronteira | 21.850.182 | 29.756.914 | 36,19% | 0,47% | 1,65% |
| Rede Básica ONS (A2) | 294.904 | 316.217 | 7,23% | 0,00% | 0,02% |
| Rede Básica Export. (A2) | 11.585.746 | 12.409.373 | 7,11% | 0,05% | 0,69% |
| Conexão | 1.952.870 | 3.431.184 | 75,70% | 0,09% | 0,19% |
| Custos de Aquisição de Energia | 779.327.516 | 749.067.124 | -3,88% | -1,78% | 41,45% |
| Receitas Irrecuperáveis | 12.958.080 1616123951% | 24,72% | 0,19% | 0,89% |  |
| PARCELA B | 663.559.784 | 696.048.795 | 4,90% | 1,91% | 38,52% |
| IRT | 1.699.619.098 | 1.807.099.787 | 6,32% | 6,32% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (148.992.525) | -8,77% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 178.067.097 | 10,48% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 14.669.799 | 0,86% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 83.983.140 | 4,94% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (677.379) | -0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.827.446 | 0,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 2.615.493 | 0,15% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 1.218.669 | 0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.579.625 | 0,15% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (119.300.583) | -7,02% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 211.156 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 53.631.103 | 3,16% |  |  |  |
| Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica | (49.970.062) | -2,94% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (50.257.755) | -2,96% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (26.983.106) | -1,59% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (17.634.551) | -1,04% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (18.098.765) | -1,06% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (25.382.578) | -1,49% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (10.564.703) | -0,62% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (101.990.519) | -6,00% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (67.300.090) | -3,96% |  |  |  |
| Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009 | 364.039,16 | 0,02% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 9,37%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,93%
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Fls. 6 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
19. O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
Custo de
Encargos
Transporte
Setoriais
Receitas
5,1%
14,0% Irrecuperáveis
0,9%
Custo de
Custo de
Energia
Distribuição
41,5%
38,5%
Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
20. Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,07% para o ICMS e
6,25% para o PIS e COFINS (total de 26,32% por dentro), o que equivale a uma majoração de 35,72% por
fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.

Custo de Encargos Receitas
Setoriais;
Transmissão; Irrecuperáveis;
3,8% 10,3% 0,7%
Custo de
Energia;
ICMS;
30,5%
20,1%
Tributos;
26,3%
Custo de
Distribuição; PIS/COFINS;
28,4% 6,3%
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
21. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da área de concessão da ERO nos últimos dez anos, 40,39%, comparada com a variação do IGP-M
(133,27%) e IPCA (79,74%) no mesmo período.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
617,58
581,37 576,82
514,38 546,03
492,35 494,00
461,05 455,67
437,32
412,97
388,95 391,94 377,85
338,62
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste RTE Reajuste

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2021
Gráfico 3: Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)
IV - DA ANÁLISE
IV.1. Metodologia Aplicada
22. Conforme detalhado no Anexo I.
IV.2. Período de Referência
23. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ERO é de dezembro/2020 a
novembro/2021.
IV.3. Receita Anual
24. No cálculo da Receita Anual inicial (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,
representando um faturamento anual de R$ 1.699.619.098, conforme demonstrado na Tabela a seguir.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 4: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 3.139.797 | 1.624.252.548 |
| A3 (69 kV) | 34.019 | 9.513.139 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 25.975 | 10.823.614 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 571.133 | 247.298.610 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 2.508.669 | 1.356.617.184 |

Livres A1 - 16

Demais Livres 240.012 46.205.400
Distribuição 6.150 683.629
Geração - 28.477.505

Total 3.385.959 1.699.619.098
IV.4. PARCELA A
IV.4.1. Encargos Setoriais
25. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 5: Encargos Setoriais
Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)

| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.326.375 | 2.434.480 | Conforme módulo 5.5 do PRORET |
| --- | --- | --- | --- |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 69.912.692 | 182.294.365 | REH 2.864/2021 e DSP 939/2021 |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 35.926.272 | 24.957.046 | DSP nº 2.690/2021 |
| PROINFA | 22.511.218 | 29.123.785 | ReH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 14.739.692 | 14.565.861 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 145.416.249 | 253.375.537 |  |

26. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 6,35%. Nesse ponto,
destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de componente nova do Encargo CDE,
aqui denominado CDE - Conta COVID, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme
disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio
do caixa das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta
Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid alocada na TUSD são, respectivamente, de 3,24% e
3,37%.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
IV.4.2. Transmissão
27. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)

| Rede Básica | 62.673.767 | 46.533.404 |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica Fronteira | 21.850.182 | 29.756.914 |
| Rede Básica ONS (A2) | 294.904 | 316.217 |
| Rede Básica Export. (A2) | 11.585.746 | 12.409.373 |
| Conexão | 1.952.870 | 3.431.184 |
| Total dos Custos de Transporte | 98.357.469 | 92.447.091 |

28. Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de -6,01% correspondem a um efeito
médio de -0,35%. Destacam-se os custos com a Rede Básica e Rede Básica Fronteira, com impacto
conjunto de -0,48%, devido à aplicação das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do
Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, publicadas por meio das Resoluções
homologatórias nº 2.896/2021 e 2.895/2021, respectivamente.
29. Destaca-se o reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados
referente a Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e nas
novas Receitas Anuais Permitidas (RAPs) das concessionárias de transmissão.
30. Explica-se que o reperfilamento da dívida em questão10 permitiu um menor pagamento do
saldo devedor da RBSE nos ciclos tarifários de 2021-22 e 2022-23, período em que se espera uma pressão
tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário 2023-24 até 2027-28, quando se
encerra o pagamento.
10
A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos ativos,
conforme Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00) de 18 de
novembro de 2020, deve incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME
120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020. A diferença entre a remuneração indicada e a
remuneração até então aplicada por força de decisões judiciais liminares (IPCA), as quais foram cassadas, resultou
em passivo financeiro o qual foi incorporado aos custos de transmissão para o período entre julho de 2020 até julho
de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à RBSE, o pagamento desse passivo é reduzido no período
entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a compensação nos anos subsequentes.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
31. Cabe aqui registrar que a ERO apresentou pleito relativo à consideração de ajuste em MUST
nas competências de 03/2020 a 05/2020. Na análise do pedido, a SGT destaca que tal solicitação não deve
ser atendida em virtude das instalações da SE JARU terem entrado em operação com pendências
impeditivas por parte da própria distribuidora, conforme referências a seguir:
•
TLR-TONS/1/4/2021;
•
TLR-TONS/2/4/2021;
•
TLR-TONS/3/4/2021;
• DITTLR-TONS/1/4/2021; e
• DITTLR-TONS/2/4/2021.
32. Nesse caso, cumpre atender o definido nas Regras dos Serviços de Transmissão de Energia
Elétrica, com aprovação pela Resolução Normativa nº 905/2020, com extrato abaixo:
MÓDULO 3
5.13. Os pagamentos dos encargos e as demais obrigações do CONTRATO DE USO DO
SISTEMA DE TRANSMISSÃO – CUST e do CCT dos pontos de contratação associados a FT ou
GRUPO DE FT com TLR emitido com PIT serão devidos, a partir da data especificada no TLR,
pelos terceiros responsáveis pelas pendências impeditivas, sendo que:
a) os pagamentos dos encargos de que trata este item não serão repassados às Tarifas
de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD das DISTRIBUIDORAS responsáveis por PIT.
(Marcações nossas)
33. Da mesma forma, os custos com Encargos de Conexão foram repassados à tarifa do
consumidor apenas após a conclusão das pendências, ficando o período anterior à conclusão definido
para pagamento à transmissora sem cobertura tarifária.
IV.4.3. Compra de Energia
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
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Fls. 11 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
34. Quanto às perdas não técnicas, aplica-se no atual processo tarifário o disposto no Contrato
de Concessão 02/201811, inciso III da Subclaúsula Terceira da Clausula Vigésima12, que estabelece o
percentual de 19,99% sobre o mercado de baixa tensão até a primeira revisão tarifária ordinária.
35. Relativamente às perdas técnicas, tendo em vista que o contrato de concessão não define
um novo valor, foi considerado o percentual definido na 3ª revisão tarifária ordinária (REH 1.657/2013) e
na REH 2.349/201713, correspondente a 11,15% sobre o mercado injetado. Complementarmente, para o
cálculo das perdas técnicas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica foram utilizados os dados
contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses, correspondendo a 2,21%.
36. A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário
da ERO.
Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 19,99% | 19,99% Contrato de Concessão 002/2018 |  |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 11,15% | 11,15% REH 1.657/2013; REH 2.349/2017 |  |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 2,21% | 2,21% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 2.508.669 | 2.508.669 | SAMP |

37. A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da ERO para atendimento ao
seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de venda
da concessionária.
11 Documento SIC nº 48575.005284/2018-00.
12
A cláusula vigésima trata das disposições transitórias.
13 REH 2.349/2017: Homologação dos parâmetros regulatórios a serem utilizados nos processos tarifários das Distribuidoras
Designadas, definidas nos termos da Resolução Normativa nº 748/2016 e nos processos subsequentes.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 8: Energia Requerida (MWh) – DRP
Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)

| Mercado Total | 3.139.797 | 3.139.797 |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 3.139.797 | 3.139.797 |
| Consumidores Livres | 246.162 | 246.162 |
| Perdas Totais | 1.080.425 | 1.080.425 |
| Perdas Rede Básica | 91.098 | 91.098 |
| Perdas na Distribuição | 989.327 | 989.327 |
| Perda Não Técnica | 501.483 | 501.483 |
| Perda Técnica | 487.844 | 487.844 |
| Energia Requerida | 4.220.222 | 4.220.222 |

IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia
Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 2.821/2020 |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.902/2021 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.815/2020 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Tarifas | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Tarifas | Previsão SGT |
| Bilaterais | Montante e preço | Memorando nº 184/2021-SRM/ANEEL |

38. A Tabela a seguir demonstra o resumo dos 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. 13 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 1.609.553 | 2.366.795 | 196,51 | 465.095.499 |
| Existente - CCEAR-DSP | 45.305 | 66.619 | 289,34 | 19.275.436 |
| Existente - CCEAR-QTD | 37.578 | 55.257 | 175,13 | 9.677.367 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 618.777 | 909.892 | 255,30 | 232.295.863 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 364.516 | 536.008 | 157,74 | 84.548.949 |
| Madeira e Belo Monte | 543.377 | 799.018 | 149,31 | 119.297.883 |
| Bilaterais | 198.928 | 292.517 | 272,33 | 79.662.074 |
| Energia Base | 1.085.951 | 1.560.910 | 130,89 | 204.309.551 |
| Cota Angra I/Angra II | 119.078 | 175.101 | 249,64 | 43.712.211 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 890.469 | 1.309.405 | 122,65 | 160.597.340 |
| PROINFA | 76.404 | 76.404 | - | - |
| Total | 2.894.431 | 4.220.222 | 177,49 | 749.067.124 |

39. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a ERO, em função do Mercado
de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$749.067.123,94 e levaram a uma variação no efeito
médio de -1,78%.
40. Cabe reportar que em análises realizadas no âmbito da SGT ao longo desse processo
tarifário, foi verificado que a distribuidora apresentava provável exposição devido ao fim de contratos de
compra de energia em relação ao ciclo anterior, em especial CCEARs por disponibilidade e bilaterais.
41.
Consultada sobre o assunto, a ERO reportou, em mensagem eletrônica, que apresentava
exposição para o ano de 2022, porém, foi ajustado o seu nível de cobertura contratual mediante aquisição
de energia via mecanismos de compensação de sobras e déficits de energia nova (MCSD EN), ocorridos
ao longo do ano de 2021, visando o ano de 2022 (MCSD EN A-1).
42. Em análise complementar efetuada nessa SGT, constatou-se que a alteração informada
pela ERO quanto ao perfil de contratação da distribuidora para 2022 levava à cobertura contratual de
energia para o período.
43.
A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:
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Fls. 14 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Existente - CCEAR-DSP | 533.485 | 45.305 | -91,51% | 287,87 | 289,34 | 0,51% |
| Existente - CCEAR-QTD | 329.965 | 37.578 | -88,61% | 168,36 | 175,13 | 4,02% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 586.205 | 618.777 | 5,6% | 220,14 | 255,30 | 16,0% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 364.516 | 364.516 | 0,0% | 149,58 | 157,74 | 5,5% |
| Madeira e Belo Monte | 543.377 | 543.377 | 0,0% | 137,46 | 149,31 | 8,6% |
| Cota Angra I e Angra II | 120.951 | 119.078 | -1,5% | 269,75 | 249,64 | -7,5% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 866.580 | 890.469 | 2,8% | 114,76 | 122,65 | 6,9% |
| Bilateral | 461.618 | 198.928 | -56,9% | 254,52 | 272,33 | 7,0% |
| Proinfa | 72.902 | 76.404 | 4,8% | - | - | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 340.624 | 1.325.791 | 289,2% | 183,08 | 180,77 | -1,3% |
| TOTAL | 4.220.222 | 4.220.222 | 0,0% | 184,67 | 177,49 | -3,9% |

1,59%
0,45% 0,37%
0,35%
0,21%
-0,04%
-0,18%
-1,03%
-1,78%
-3,49%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis
44. Para a ERO, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe de
consumo, estão descritos na tabela abaixo:
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Fls. 15 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo

| DESCRIÇÃO - Tipo | RECEITA (R$) | Percentual RI | Reais RI |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 823.977.847 | 0,86% | 10.232.880 |
| Industrial | 153.483.505 | 0,50% | 1.114.674 |
| Comercial | 311.795.361 | 0,48% | 2.178.366 |
| Rural | 210.931.851 | 0,81% | 2.475.539 |
| Iluminação Pública | 51.037.277 | 0,01% | 7.413 |
| Poder Público | 91.657.486 | 0,11% | 149.108 |
| Serviço Público | 24.926.868 | 0,01% | 3.259 |
| Demais | 31.808.902 | 0,00% | - |
| TOTAL | 1.699.619.098 | - | 16.161.240 |

45. Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da ERO é de
R$16.161.240, contribuindo para o efeito médio de 0,19% no atual reajuste.
IV.5. PARCELA B
46. A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros
associados:
Tabela 13: Cálculo da Parcela B

| Descrição | Valores | Referência |
| --- | --- | --- |
| (1) Parcela B Ano Anterior | 663.559.784 | TUSD aplicada ao Mercado |
| (2) Fator DR1/Fator PB | 1,02037 | SGT/ANEEL |
| (3) Parcela B econômica = (1)*(2) | 643.945.510 | SGT/ANEEL |
| (4) IPCA | 10,38% | Indicador econômico oficial |

(5) Fator X -0,60%

(5.1) Componente Pd do Fator X 0,00% Contrato de Concessão 002/2018
(5.2) Componente T do Fator X 0,00% REH 2.349/2017
(5.3) Componente Q do Fator X -0,60% PRORET 2.5 A
(6) UDEROR 18.635.471

(6.1) Outras Receitas (OR) 10.763.936 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 4.580.549 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 3.290.986 Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 696.048.795
47. Registramos que no cômputo da Parcela B foi considerado o disposto na Nota Técnica nº
249/2021-SGT/SFF/ANEEL 14, de 05 de novembro de 2021, que trata da "Avaliação do impacto da
14
Documento SIC nº 48581.001771/2021-00.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
segregação dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como
referência para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa
Rondônia Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021".
48. Esse assunto, constante dos autos do processo 48500.007035/2019-83, e, assim como o
presente processo, também deve ser deliberado na 46ªReunião Pública Ordinária da Diretoria Colegiada
da ANEEL (bloco da pauta).
49.
Dessa forma, o valor da Parcela B limpa do ano anterior (RTE 2020) foi ajustada com
redução de 4,89%, conforme proposto na citada Nota Técnica, parágrafo 15 e Tabela 2.
50. O cômputo do Fator X restou igual ao valor do componente Q, -0,60%, pois tanto os
componentes T, associado à trajetória de eficiência para os custos operacionais, quanto Pd, fator de ajuste
de mercado, neste processo tarifário tiveram valor nulo. O componente T, em função do REH 2.349/2017,
e o Pd devido ao previsto na Subcláusula terceira da Cláusula vigésima do Contrato de Concessão 02/2018,
que estabelece que até a primeira revisão tarifária ordinária esse componente será igual a zero.
51. Em síntese, a atualização da Parcela B representou 1,91% na composição do efeito médio,
refletindo o ajuste acima citado referente ao AIC da BRR, bem como a variação acumulada do IPCA, de
10,38% no período de referência, descontada do Fator X, além do abatimento dos valores relativos às
Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
52. A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros:
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Fls. 17 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela 14: Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 178.067.097 | 10,48% |
| CVA em processamento - Transporte | 14.669.799 | 0,86% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 83.983.140 | 4,94% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (677.379) | -0,04% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.827.446 | 0,11% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 2.615.493 | 0,15% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 1.218.669 | 0,07% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.579.625 | 0,15% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (119.300.583) | -7,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 211.156 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 53.631.103 | 3,16% |
| Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica | (49.970.062) | -2,94% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (50.257.755) | -2,96% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (26.983.106) | -1,59% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (17.634.551) | -1,04% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (18.098.765) | -1,06% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (25.382.578) | -1,49% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (10.564.703) | -0,62% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (101.990.519) | -6,00% |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (67.300.090) | -3,96% |
| Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009 | 364.039 | 0,02% |
| Total | (148.992.525) | -8,77% |

53. Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -8,77% no atual reajuste da ERO. Destaca-se, com
valores positivos, a CVA Energia em processamento com efeito de 10,48%, em decorrência da diferença
entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente
incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao
risco hidrológico de CCGF e Usinas Repactuadas.
54. Destaca-se que 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.
Mitigação dos efeitos tarifários
55. Conforme reportado no início desta Nota Técnica, foram estudados e elaborados
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com intuito de
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005030/2020-50

Fls. 18 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, juntamente com a reversão dos
valores transferidos à ERO no âmbito da Conta COVID, foram incorporados a esse processo tarifário,
contribuindo substancialmente para a redução tarifária e estão detalhados abaixo.
Reversão dos valores da Conta COVID
56. Merece destaque os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores transferidos
para a ERO de recursos da Conta COVID. Os montantes em questão equivalem a todo o saldo
remanescente, não revertido aos consumidores no processo tarifário de 2020, do empréstimo obtido pela
concessionária. Esse saldo, cujo valor atualizado pela SELIC representa R$ 267.954.312, resultou em um
impacto estimado de -15,77% neste reajuste tarifário.
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e 376/2009)
57. Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade
tarifária, associados RENs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores,
previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos
consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN nº 414/2010; e (iii) às multas
aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de
Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 376/2009.
58. Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício nº 08/2021SGT/SRD/SFF/ANEEL, a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020,
conforme reportado no parágrafo 10, o qual atualizado representa R$364.039, contribuindo para redução
do efeito em -0,02%.
59. Cumpre ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização
da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.
60. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/2021 15 , estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/2021 a abril/2022.
15 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3
da CREG.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
61. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº
8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por
megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:
(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e
despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
62. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas,
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
63. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.
64. No processo da ERO, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando
as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de julho. Nessa
apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma
tarifa mais elevada.
65. Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
66. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA)
e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se
um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/2021 a junho/2022, a fim de expurgar
dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
67. Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não
cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. No processo
tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
68. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário,
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, de R$ 49.970.061,96, dividido em
componentes de Energia e ESS, que contribuem para redução do efeito médio de 2,94%, conforme
indicado na Tabela 14.
Bandeiras tarifárias
69. Ademais, é importante destacar 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 da ERO não sofresse aumento adicional médio de 7,78%.
V - SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
70. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de dezembro/2021 a novembro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no
período de dezembro/2020 a novembro/2021.
Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 110.434 | 1.126.485 | 1.236.919 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 123.289 | 793.463 | 916.752 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 2.568 | 122.792 | 125.360 |
| Subsídio Rural | 157.147 | 1.996.266 | 2.153.412 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (48.418) | 175.426 | 127.008 |
| Total | 345.018 | 4.214.432 | 4.559.451 |

VI - DO FUNDAMENTO LEGAL
71. 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 Sexta do Contrato de Concessão nº 002/2018.
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Fls. 21 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
VII - DA CONCLUSÃO
72. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 002/2018, no que consta
do Processo nº 48500.005030/2020-50 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da ERO, correspondendo a um efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 6,93% sendo de 6,85% em média para os
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 6,95% 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 ERO;
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.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
VIII - DA RECOMENDAÇÃO
73. 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)
RICARDO MARTINS CRISTINA SCHIAVI NODA
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Especialista em Regulação Coordenador de Processo Tarifário de Distribuição
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte.
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Fls. 23 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Equipe Atividade
Francisco de Mattos Faé Coordenador - Processos Tarifários
Leonardo de Araújo Silva Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Ricardo Martins Técnico Responsável
Cecília Magalhães Francisco
Robson Kuhn Yatsu Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Diego Luis Brancher Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Flávia Lis Pederneiras
Aline Oliveira Moura Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização -
Cristina Schiavi Noda CVA
Fabiano Costa Camilo Contratos CCEAR
Vinícius Menezes Rodovalho Descontratações - REN 711/2016
Aline Moura de Melo Souza Encargos de Transmissão
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE
DISTRIBUIÇÃO
ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP
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Fls. 24 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
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 tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência).
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 16, os quais têm caráter normativo e consolidam a
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação
setorial vigente.
3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:

Submódulo Tema Versão Vigência
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

| 3.1 A | Procedimentos Gerais | 1.0 | 24/02/2017 |
| --- | --- | --- | --- |
| 3.2 A | Custos de Aquisição de Energia | 1.1 | 25/01/2018 |
| 3.3 A | Custos de Transmissão | 1.0 | 24/02/2017 |
| 3.4 A | Encargos Setoriais | 1.0 | 24/02/2017 |

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

| 4.1 | Conceitos Gerais | 1.0 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 4.2 A | CVA | 1.0 | 24/02/2017 |
| 4.3 | Sobrecontratação de Energia | 1.0 | 28/03/2016 |
| 4.4 A | Demais Componentes Financeiros | 1.3 | 27/05/2019 |

Módulo 5 – Encargos setoriais

5.1 Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 1.0 22/12/2017
5.2 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 1.1 28/06/2018
5.3 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 1.0 29/11/2012
PROINFA

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

5.5 Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 1.1 31/05/2016
16 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 25 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.

5.6 Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 1.1 23/10/2018
Módulo 6 – Demais Procedimentos

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

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

10.2 Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 1.2 23/03/2015
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
5. Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de
Serviços).
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens:
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis;
7. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica.
8. Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação:
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵
onde:
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Fls. 26 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
RR: Receita Requerida;
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação
setorial;
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação
da Inflação (IVI) e o Fator X;
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento
tarifário;
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da
ANEEL.
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados
no Período de Referência; e
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária
periódica em processamento, quando for o caso.
9. A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA
10. O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL
11. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A
12. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii)
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis.
13. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET.
III.3.1. Encargos Setoriais
14. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002,
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade:
• o desenvolvimento energético dos Estados;
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda;
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária;
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;
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Fls. 28 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das
concessionárias de distribuição.
15. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário
incorpora os seguintes valores:
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de
2013.
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos
termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução
Normativa nº 885, de 23/6/2020.
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID.
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do
PRORET;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005030/2020-50

Fls. 29 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais,
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto,
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição
16. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
17. 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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005030/2020-50

Fls. 30 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
18. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotaspartes.
19. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL
por meio de Resolução Homologatória.
20. Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio
de Resolução Homologatória específica.
21. O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
22. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.
23. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo,
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas
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Fls. 31 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos.
24. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da
concessionária de distribuição.
25. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do
montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL,
em R$/MW.
26. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é
calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante
faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada.
III.3.3 Compra de Energia
27. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
28. A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
29. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia
vigentes na data da revisão.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
30. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
•
Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a
500 GWh/ano;
•
Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas;
•
Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para
o atendimento à totalidade de suas cargas.
•
Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do
PRORET;
•
Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET;
• Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
•
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
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Fls. 33 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
Potência, realizado em 25/11/2015;
•
Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995,
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no
Art. 15 do mesmo decreto;
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
31. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.
32. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
33. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
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Fls. 34 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica17.
34. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado.
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia
35. O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
36. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
37. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
18
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits considerando o período de
referência em questão.
38. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais,
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos
Renovados, e Contratos de Suprimento.
39. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.
17 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.
18 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. 35 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis
40. Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora,
conforme fórmula abaixo:
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
𝑉𝑅𝐼= × {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐) }
𝐶
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
Onde:
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI;
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET
submódulo 4;
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses;
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B
41. Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela
"B" na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma:
𝑉𝑃𝐵0𝑖= 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓
𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖
𝑖−1
Onde:
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência;
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de
potência faturados no Período de Referência;
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária
periódica em processamento, quando for o caso;
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento;
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Fls. 36 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior,
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo
2.7A; e
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A.
42. Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER),
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado.
43. Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator
Pb i−1, definido como:
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 + 𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 =
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
Onde,
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados
no último processo tarifário.
44. O Fator X19 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no
Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula
abaixo:
= + +
Fator X Pd Q T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
45. O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras.
19
Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 37 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
46. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET.
47. Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela
ANEEL.
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
48. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1,
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET20.
49. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário
anual são:
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela "A".
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindose os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25,
de 24/1/2002.
•
A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior.
20 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005030/2020-50

Fls. 38 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada
especificamente para este fim.
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias:
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais,
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes
financeiros relacionados à Parcela A.
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia,
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas
Irrecuperáveis.
•
A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET.
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério
da Fazenda (MF).
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados
pela Selic21.
• 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.
21 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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005030/2020-50

Fls. 39 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada.
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a
PRORET22,
metodologia contida no Submódulo 4.3 do aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de
reajuste tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
50. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
51. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
52. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
53. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.
22

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005030/2020-50

Fls. 40 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
54. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de
irrigação.
55. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA
CDE
56. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas
controversas no orçamento anual da CDE.
57. Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201623, de 14 de junho de 2016, publicar
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.
58. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE
sobre as glosas realizadas.
23
Publicada em 16 de junho de 2016.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
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 PRORET24. No
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela II.1 – Saldo apurado da CVA
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste
tarifário anual pela Selic projetada de 7,65%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da
CVA saldo a compensar no processo tarifário.
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 16,28% e está
detalhado no gráfico a seguir:
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
24
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. 42 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Gráfico II.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 7,78% 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. 43 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela II.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 II.2. II.3 e Tabela II.3.
R$25
Milhões
R$20
R$15
R$10
R$5
R$0
-R$5

ESS Alívio Retroativo ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO Cobertura
Gráfico II.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS
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Fls. 44 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
R$6
Milhões
R$4
R$2
R$0
-R$2
-R$4
-R$6
-R$8
-R$10

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico II.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela II.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
Compra de Energia
8. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra
de energia da distribuidora.
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Fls. 45 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela II.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
9. 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.
300 40 Milhões
274 277
30
250
20
196 196 10

200 186 189 185 185 185 185 185 194 185 185 185 185 185
180
171 169 174
163 160 163 -
150 (10)
(20)
100
(30)
(40)
50
(50)
0 0
0 (60)
set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21 jun-21 jul-21 ago-21 set-21
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico II.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
10. A Tabela II.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3,
cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela II.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
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Fls. 46 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
11. Sobre os preços de julho e agosto de 2021, destaca-se que estes tiverem forte impacto dos
pagamentos do CCEAR-D referente ao 20 Leilão de Energia Existente (produto 2020-2022).
Tabela II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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Fls. 47 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
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.
400
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 II.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
13. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 10,48% 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 II.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
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Fls. 48 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
14. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA.
Tabela II.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.
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Fls. 49 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela II.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
16. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi
calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes
resultados:
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre
01/10/2020 e 01/09/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -119.698.121,87
a preços de dezembro/2021.
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 179.356,36 MWh, que representa 4,28% 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.
•
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$
318.939,59.
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
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Fls. 50 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
R$ -119.300.583,35, já atualizado para preços de dezembro/2021, com impacto de -7,02% 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.
500
450
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
0
out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21 jun-21 jul-21 ago-21 set-21

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico II.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
prazo25
de curto dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no
gráfico anterior.
25 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. 51 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
5 700
MILHÕES R$/MWH
R$ 1,3 R$ 2,0 R$ 1,8

0 R$ 0,3 -R$ 0,5 R$ 1,0 600
-5 -R$ 8,8 -R$ 8,3
R$ 500
-10 -R$ 18,8
-R$ 21,3
-R$ 26,0 400
-15 -R$ 29,3
300
-20
200
-25
-30 100
-35 0
out/20 nov/20 dez/20 jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21 jun/21 jul/21 ago/21 set/21

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
Gráfico II.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Conta Bandeira
20. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. 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.
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Fls. 52 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela II.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 5,47%.
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 5,80%26.
26 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas.
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Fls. 53 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021.
Tabela II.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.
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
RICARDO MARTINS, CRISTINA SCHIAVI NODA, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, DAVI ANTUNES LIMA