REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2968/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Roraima Energia S.A - Roraima Energia.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-10-29
Autor: ANEEL

40ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 26/10/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005041/2020-30.
INTERESSADOS: Roraima Energia S.A.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Roraima Energia S.A. – Roraima Energia, a vigorar
a partir de 1º de novembro de 2021.
I. R E L A T Ó R I O
A Roraima Energia S.A. é Concessionária1 do serviço público de distribuição de
energia elétrica, sediada na cidade de Boa Vista/RR, e atende cerca de 188 mil Unidades
Consumidoras ("UCs"), cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da
ordem de R$ 575,6 milhões.
2. A Revisão Tarifária Extraordinária ("RTE") da Roraima Energia S.A. foi homologada
pela Resolução Homologatória ("REH") nº 2.794, de 26 de outubro de 2020, implicando efeito
tarifário médio de -6,40%, com vigência a partir de 1º de novembro de 2020.
3. No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria da ANEEL aprovou a Resolução Normativa
("REN") nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 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 ("MP") nº 950, de 2020, entre outras providências.
4. Em 17 de fevereiro de 2021, o Processo foi a mim distribuído.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 004/2018-ANEEL.

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5. Em 18 de outubro de 2021, por meio do Memorando nº 302/2021-SFF/ANEEL, a
SFF encaminhou a Nota Técnica nº 210/2021-SFF/ANEEL, contendo o resultado dos trabalhos de
validação dos valores complementares à Base de Remuneração Regulatória ("BRR"),
correspondente aos ativos de geração da concessionária, para fins de subsidiar o cálculo do
Valor de Geração Própria ("VGP") relativo à RTE de 2020 da Distribuidora.
6. Em 20 de outubro de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da
Roraima Energia S.A. as planilhas de cálculo, conforme dispõe a REN nº 652, de 2015.
7. Em 21 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT"), por
intermédio da Nota Técnica nº 241/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário
Anual ("RTA") de 2021 da Concessionária.
8. Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa e advinda pela pandemia de Covid-19, com indicadores inflacionários
atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas às
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 econômicofinanceira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse
processo tarifário e serão apresentados neste voto.
9. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
10. Trata-se de análise do Reajuste Tarifário Anual ("RTA") de 2021 da Roraima
Energia S.A., a vigorar a partir de 1º de novembro de 2021.

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11. Encaminho Decisão por homologar o índice de RTA das tarifas da Roraima Energia
S.A., a vigorar a partir de 1º de novembro de 2021, que conduzirá ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores, se aprovado por essa Diretoria, de 1,25%, sendo de 1,70%, em média, para
os consumidores conectados na Alta Tensão ("AT") e de 1,14%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão ("BT"):
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 1,70%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 1,14%
Efeito Médio AT+BT 1,25%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. O efeito médio de 1,25% decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o
efeito médio em 11,20%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste,
levando a uma redução de -10,01%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 0,06%,
conforme apresentado no Gráfico 1.
4,44%
3,27%
2,80%
1,25%
0,69%
0,00% 0,06%
-10,01%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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13. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação
Processo
Processo Anterior no Reajuste na Receita
Atual Variação
(R$)
(R$)

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 367.296.978 | 412.972.471 | 12,4% | 7,94% | 64,5% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 26.041.620 | 51.623.208 | 98,2% | 4,44% | 8,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.022.259 | 2.167.360 | 7,2% | 0,03% | 0,3% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 18.487.022 | 19.985.613 | 8,1% | 0,26% | 3,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 22.459.678 | 0,0% | 3,90% | 3,5% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 1.649.022 | 0,0% | 0,29% | 0,3% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 5.532.339 | 5.361.535 | -3,1% | -0,03% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | - | 3.973.040 | 0,0% | 0,69% | 0,6% |
| Conexão | - | 3.973.040 | 0,0% | 0,69% | 0,6% |
| Custos de Aquisição de Energia | 338.303.696 | 354.400.583 | 4,8% | 2,80% | 55,4% |
| Receitas Irrecuperáveis | 2.951.662 | 2.975.640 | 1% | 0,00% | 0,5% |
| PARCELA B | 208.283.013 | 227.081.273 | 9,0% | 3,27% | 35,5% |
| IRT | 575.579.991 | 640.053.744 | 11,2% | 11,20% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (57.598.817) | -10,01% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (9.724.481) | -1,69% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.927.171 | 0,51% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (593.922) | -0,10% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (186.134) | -0,03% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (678.212) | -0,12% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.454.783) | -0,25% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 13.479 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (1.652.195) | -0,29% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.565.982) | -0,27% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (5.725.101) | -0,99% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (41.393.925) | -7,19% |  |  |  |
| Reversão de créditos com mais de 60 meses e rescisão contratual (REN 414) | (124.770) | -0,02% |  |  |  |
| Pagto 3º Tranf. Eletronorte (DSP 3.687/2017) | 1.584.127 | 0,28% |  |  |  |
| Neutralidade Parcela B - COVID | 975.911,83 | 0,17% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,06%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,25%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 64,5% dos
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,94% pontos
percentuais na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacados, a seguir, os itens
mais representativos.
15. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de
4,44%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da Conta de Desenvolvimento Energético
("CDE"), será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº
10.350, de 2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras em 2020.

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16. Esta componente tem a maior contribuição de aumento entre os encargos, sendo
que os efeitos referentes à CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são, respectivamente,
de 0,29% e 3,90%. Por sua vez, a CDE – USO impactou o reajuste em 0,26%.
17. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 0,69%.
Inicialmente prevista para 2015, a Interligação Manaus - Boa Vista, que visa a conexão da área
de concessão da Roraima Energia S.A. ao Sistema Interligado Nacional ("SIN"), ainda não ocorreu.
A ANEEL, por meio do Despacho nº 1.316, de 2021, definiu o encargo de uso das instalações de
transmissão compartilhadas entre a Roraima Energia S.A. e a central geradora Jaguatirica II, além
das demais centrais de geração que venham a acessar o mesmo ponto de conexão da subestação,
até a interligação da SE Boa Vista 230 kV ao SIN.
18. Já os Custos com Compra de Energia impactaram a revisão em 2,80%, resultado
da variação do custo com geração própria de energia. Por se tratar de uma área de concessão
integralmente contida no Sistema Isolado, o custo de energia relativo aos 12 (doze) meses
subsequentes para a Roraima Energia S.A. é valorado pelo Custo Médio da Energia e Potência
comercializados pelos agentes de distribuição no Ambiente de Contratação Regulada
("ACRmédio"), correspondendo ao valor de R$ 270,59/MWh, frente aos R$ 255,54/MWh
homologado no processo anterior.
19. No que se referem aos custos da Parcela B, estes representam 35,5% dos custos
da Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,27% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
20. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre
novembro de 2020 e outubro de 2021 do IPCA (de 9,91%), subtraída do Fator X (de -0,81%), o
que totaliza 10,72%.

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21. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita
(sem2 tributos3),

da Distribuidora e com os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de
energia elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de
transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais:
Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de Encargos
Custo de Transporte
Setoriais
Energia
0,6% 8,1% Receitas
55,4% Irrecuperáveis
0,5%
Custo de
Distribuição
35,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Custo de Encargos Receitas
Transmissão; Setoriais;
Irrecuperáveis;

Custo de 0,5% 6,8%
0,4%
Energia;
46,5%
ICMS;
15,7%
Tributos;
16,0%
Custo de
Distribuição; PIS/COFINS;
29,8% 0,4%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
2 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do Gráfico 3, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 15,6% para o ICMS e de 0,4% para o PIS/COFINS
incidentes sobre a fatura (total de 16% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na
legislação pertinente, o que representa a majoração de 19,1% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica
sem esses tributos na base de cálculo.

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22. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -10,01% no atual reajuste da Roraima Energia S.A.,
conforme indicado na Tabela 3:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (9.724.481) | -1,69% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.927.171 | 0,51% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (593.922) | -0,10% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (186.134) | -0,03% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (678.212) | -0,12% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.454.783) | -0,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 13.479 | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (1.652.195) | -0,29% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.565.982) | -0,27% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (5.725.101) | -0,99% |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (41.393.925) | -7,19% |
| Reversão de créditos com mais de 60 meses e rescisão contratual (REN 414) | (124.770) | -0,02% |
| Pagto 3º Tranf. Eletronorte (DSP 3.687/2017) | 1.584.127 | 0,28% |
| Neutralidade Parcela B - COVID | 975.912 | 0,17% |
| Total | (57.598.817) | -10,01% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. O componente financeiro da CVA que mais impactou o processo, foi a CVA em
processamento – Energia, com impacto no reajuste de -1,69%, decorrente da diferença entre os
respectivos itens de custo incorridos pela concessionária e as coberturas concedidas no processo
tarifário de 2020.
24. Vale ressaltar o componente financeiro referente ao pagamento retroativo do
3º Transformador implantado na SE Boa Vista pela Eletronorte, com efeito de 0,28 %5.
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a
valores pagos pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os
componentes financeiros considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.
5 Componente financeiro autorizado pela Diretoria da Aneel para remunerar a Eletronorte pela instalação do
mencionado transformador, conforme consta do Despacho nº 3.687, de 2017.

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Medidas de Mitigação do Efeito Tarifário 2021:
25. Reitere-se que foram estudados e elaborados 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.
26. Tais mecanismos foram incorporados neste processo tarifário e contribuíram
substancialmente para a redução tarifária, juntamente com a reversão dos valores transferidos
à Distribuidora no âmbito da Conta-Covid.
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid:
Trata-se da reversão dos valores transferidos para a Roraima Energia S.A. de
recursos da Conta-Covid. Os montantes em questão equivalem à totalidade dos
valores recebidos pela distribuidora na Conta- Covid, devidamente atualizados pela
SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §§ 1º e 2º do artigo 5º da REN nº
885, de 2020, totalizando a reversão de aproximadamente R$ 50,3 milhões, com
um impacto de -8,75%. Vale ressaltar que na Revisão Tarifária Extraordinária de
2020 foram revertidos R$ 11,88 milhões.
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária ("REN nº 414, de 2010):
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem
revertidos à modicidade tarifária, associados à REN nº 414, d 2010. Tratam-se de
recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais
antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no artigo 70-A,
§ 3º, da REN nº 414, de 2010; e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da
data do faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no
artigo 88, § 7º, da REN nº 414, de 2010, cujo volume informado e contabilizado pela
Distribuidora até dezembro/2020 representa, após correção monetária, cerca de
R$ 124,8 mil, contribuindo para o efeito em -0,02%.
27. Ressalte-se que os valores foram informados pela Concessionária em resposta ao

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Ofício nº 8/2021-SGT/ANEEL e passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação
nos próximos processos tarifários.
Apuração do Resultado da Comercialização no ACR:
28. A SGT destacou ainda que, conforme Submódulo 5.1 do PRORET, até a interligação
da distribuidora ao Sistema Interligado Nacional - SIN, o resultado da comercialização de energia
no Ambiente de Comercialização Regulada - ACR é objeto de reembolso ou ressarcimento da
CCC, não sendo reconhecido nos reajustes e revisões tarifárias. Sendo assim, foi estabelecido
ainda que o resultado será homologado no âmbito do processo tarifário da distribuidora, e o
reembolso ou ressarcimento efetuado nos dozes meses subsequentes ao processo.
29. Desta forma, foram apurados os custos dos CCEAR, as receitas e despesas
incorridas no Mercado de Curto Prazo - MCP, bem como os custos apurados pela CCEE por meio
de Acrônimo e Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC. Além disso, foram consideradas as receitas
nos MCSD EN em virtude da cessão de energia pela distribuidora.
30. Em relação aos pagamentos de CCEARs, os valores considerados foram
informados pela distribuidora por meio de banco corporativo da ANEEL e aprovados pela
fiscalização, conforme Memorando nº 296/2021-SFF/ANEEL. Já os demais valores foram
informados pela CCEE por serem liquidados de forma centralizada.
31. A Tabela 4 apresenta o valor apurado para o período de janeiro de 2019 a junho
de 2021. Veja-se:

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Tabela 4 – Apuração do resultado da comercialização no ACR de janeiro de 2019 a junho de 2021
Descrição Valor (R$)
1 - Pagamentos Fiscalizados 265.618.517,21
CCEAR - D 82.697.528,05
CCEAR - Q 192.682.837,90
MVE (9.761.848,74)
2 - Acrônimos Contabilização 29.457.850,78
Efeito Disponibilidade 24.287.942,38
Exposição entre Submercados 5.305.849,99
Encargos (135.941,59)
3 - Acrônimos Recontabilização (4.841.986,57)
Efeito Disponibilidade (340,47)
Exposição entre Submercados (4.841.646,10)
Encargos -
4 - MACS Contabilização 50.867.901,95
Energia 50.867.901,95
ESS -
5 - MACS Recontabilização (46.822.193,74)
Energia (46.822.194,59)
ESS 0,85
6 - MCSD EN (233.273.955,99)
7 - Resultado MCP (1.393.443,88)
8 - Repasse CCC (1+2+3+4+5+6+7) 59.612.689,75
32. Desta forma, o repasse apurado foi de R$ 59.612.689,75 (a preços de novembro
de 2021), o que significa que a receita auferida pela distribuidora no MCP foi inferior aos custos
incorridos, devendo o valor ser ressarcido pela CCC à distribuidora.
33. Destaca-se aqui que o resultado da comercialização de energia no ACR a partir de
janeiro 2019 não foi apurado neste processo pois havia o entendimento de que o MCSD de
Roraima, no qual a distribuidora cedeu a totalidade de seus contratos às demais distribuidoras,
a deixaria indiferente.
34. Porém foi constatado que a receita auferida por ela no MCSD EN de Roraima não
é exatamente igual aos custos incorridos. Isto porque o preço da energia cedida calculada pela
CCEE leva em conta o ICB das usinas térmicas, ao invés do CVU de despacho das usinas, além de
não considerar o efeito disponibilidade dos CCEAR-D.
35. Outro ponto é que a Roraima Energia participou do Mecanismo de Venda de
Excedentes – MVE no ano de 2019, sendo que avaliação do resultado de tal negociação deve ser
considerada na apuração do repasse da CCC.

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36. Desta forma, o resultado da comercialização de energia no ACR a partir de janeiro
2019 deverá ser apurado no próximo processo tarifário da distribuidora.
37.
Um outro ponto a destacar é a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos
últimos 10 (dez) anos (90,82%) e as variações do IGP-M (130,40%) e do IPCA (77,40%) no mesmo período,
conforme demonstrado no Gráfico 4:
B1 - Residencial
IGPM 634,62 617,77
574,69 580,18
IPCA
456,77
406,64
337,29
317,72
304,05 289,78
260,09 247,58
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste RTE Reajuste

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 4 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Cálculo do valor de geração própria:
38. Pela Nota Técnica nº 241/2021-SGT/ANEEL, a SGT informou que o Valor de
Geração Própria ("VGP") da Roraima Energia S.A., cujo cálculo deve ocorrer a cada revisão
tarifária, conforme previsto no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Regulação Tarifária
("PRORET"), foi definido provisoriamente na RTE de 2020.
39. A área técnica esclareceu ainda que não foi possível proceder ao cálculo do VGP
em 2020, haja vista a ausência de ativos de geração correspondentes a 19 (dezenove) usinas
próprias da distribuidora, para fins de validação da BRR, da qual o cálculo do VGP depende.
40. A SFF encaminhou, nos termos do Memorando nº 302/2021-SFF/ANEEL, os
valores complementares à BRR, associados aos ativos de geração da concessionária, para fins de
subsidiar o cálculo do VGP relativo ao processo tarifário de 2020.

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41. Com isso, foi calculado pela SGT o valor de R$ 496,37/MWh, com vigência no
período entre novembro de 2020 a outubro de 2021, consistente no valor regulatório para a
cobertura dos custos dos ativos de geração própria da Concessionária.
42. Por fim, foi registrado pela SGT que, todas as usinas próprias da distribuidora estão
localizadas no sistema isolado. Assim, os custos operacionais são reembolsados à distribuidora
diretamente pela Conta de Consumo de Combustíveis ("CCC"), observando as regras de apuração
do custo total de geração dos sistemas isolados definido pela REN nº 801, de 2017. Desse modo,
a fim de evitar o recebimento em duplicidade pela distribuidora, os respectivos custos de
Operação e Manutenção ("O&M") foram expurgados do cálculo do VGP.
43. Desta feita, propõe-se adequação do Submódulo 2.8 do PRORET, para que o VGP
associado aos ativos de geração incluídos na sistemática de reembolso da CCC, limite-se à parcela
de remuneração e depreciação dos ativos próprios.
44. Com efeito, considerando que a REN nº 801, de 2017, é específica e posterior à
versão vigente do Submódulo 2.8 do PRORET, e sob uma perspectiva de conferir harmonia entre
as normas, acato a sugestão da área técnica ("SGT"), no sentido de ajustar o texto do PRORET
para adequar o cálculo do VGP, especificamente para as usinas localizadas no sistema isolado.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários:
45. A Tabela 5 apresenta o valor mensal a ser repassado pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica ("CCEE") à distribuidora no período de competência de
novembro/2021 a outubro/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
novembro/2020 a outubro/2021.
Tabela 5 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 5.259 85.631 90.890
Subsídio Rural 39.923 308.766 348.689
Total 45.182 394.397 439.579

de 14
III. D I R E I T O
46. Essa análise está fundamentada nos seguintes dispositivos:
(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009;
(d) Decreto nº 7.246, de 2010; (e) Decreto nº 7.945, de 2013; e (f) Contrato de
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 004/2018.
IV. D I S P O S I T I V O
47. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005041/2020-30, voto
por EMITIR Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual ("RTA") das tarifas da
Roraima Energia S.A., a vigorar a partir de 1º de novembro de 2021, que
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,25%,
sendo 1,70% para os consumidores em Alta Tensão ("AT") e 1,14% para
os consumidores em Baixa Tensão ("BT"), e demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição ("TUSD") e as Tarifas
de Energia Elétrica ("TE") aplicáveis aos consumidores e usuários da
Roraima Energia S.A.;
(iii) HOMOLOGAR o valor de R$ 59.612.689,75 (quarenta e seis milhões,
setecentos e quarenta mil, duzentos e quarenta e oito reais) referente à
receita resultante da comercialização de energia no Ambiente de
Contratação Regulada ("ACR") no período de janeiro 2019 a junho de
2021, a qual a Roraima Energia S.A. deverá ser ressarcida pela CCC, em
duodécimos no período de janeiro a dezembro de 2022;

de 14
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético ("CDE") a ser repassado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica ("CCEE") à Roraima Energia S.A., de modo a custear os
descontos retirados da estrutura tarifária;
(v) HOMOLOGAR o VGP da Roraima Energia S.A., com vigência no período
entre novembro de 2020 e outubro de 2021, de R$ 496,37/MWh
(quatrocentos e noventa e seis reais e trinta e sete centavos por
megawatt-hora), relativo ao valor regulatório para a cobertura dos custos
dos ativos de geração própria da Distribuidora.
48. E voto, ainda, por: (ii) determinar a SGT que instrua no âmbito do Processo nº
48500.002521/2018-24, que trata das adequações e consolidação dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, os ajustes necessários no Submódulo 2.8 dos Proret, a fim de
ajustar o cálculo do Valor de Geração Própria – VGP para as usinas localizadas no sistema isolado,
nos termos da Resolução Normativa nº 801, de 2017.
Brasília, 26 de outubro de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor