REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2902/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-22
Autor: ANEEL

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Nota Técnica nº 156/2021-SGT/ANEEL
Em 09 de julho de 2021.
Processo nº: 48500.002047/2021-36
Assunto: Estabelecimento da Receita Anual de Geração
(RAG) para as usinas hidrelétricas alocadas em regime
de cotas, nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o
período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022.
I - DO OBJETIVO
1. Apresentar o cálculo da Receita Anual de Geração (RAG) a ser faturada pelos geradores que
aderiram ao regime de cotas para prorrogação das concessões de usinas hidrelétricas, pelos geradores
que estão na condição de prestador temporário dos serviços de geração de energia elétrica nos termos
da Portaria nº 117/2013, do Ministério de Minas e Energia (MME), e pelos geradores que celebraram
novos contratos de concessão mediante as realizações dos Leilões nº 02/2014, nº 12/2015 e nº 01/2017,
nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022.
II - DOS FATOS
2. A Lei nº 12.783, de 11/01/2013, dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá
outras providências.
3. A Resolução Normativa ANEEL (REN) nº 541, de 12/03/2013, estabeleceu as disposições
relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias
de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013.
4. O MME estabeleceu por meio da Portaria nº 117, de 05/04/2013, as condições para
prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica em regime de cotas de usinas hidrelétricas
com concessões encerradas e ainda não licitadas.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
5. O Art. 5º da Lei nº 13.182/2015 modificou a redação da Lei nº 11.943/2009. Com isso foi
alterado o montante de garantia física de energia e de potência, doravante garantia física, das usinas
hidrelétricas da Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf) a ser considerada no cálculo das
receitas de suas usinas.
6. A Lei nº 13.360/2016 definiu o percentual da Compensação Financeira pelo Utilização de
Recursos Hídricos (CFURH) sobre o valor da energia elétrica produzida, a ser paga por titular de concessão
ou autorização para exploração de potencial hidráulico.
7. O MME estabeleceu por meio da Portaria nº 178, de 03/05/2017, a revisão da garantia
física das usinas cotistas listadas no seu Anexo, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2018.
8. O MME estabeleceu por meio da Portaria nº 257, de 05/07/2017, que em caso de
prorrogação do contrato de concessão da usina hidrelétrica Pery, a parcela dos investimentos vinculada
a bens reversíveis não amortizados, não depreciados e não indenizados será considerada no processo
tarifário pela ANEEL.
9. Por meio da REN nº 818, de 19/06/2018, foram aprovados os Submódulos 12.1 e 12.4 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), que regulamentam a revisão das receitas anuais de
geração das usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física da Lei nº 12.783/2013
e o cálculo da parcela de GAG Ampliação, e estabelecida nova redação à REN nº 541/2013, que
regulamenta a apuração da Parcela Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado (AjI).
10. Por meio da REN nº 882, de 20/04/2020, foi aprovada a versão 2.1 do Submódulo 12.1 do
PRORET, que revisou o valor do CAIMI e os fatores de anualização aplicados no cálculo da GAG Melhorias.
11. Por meio da Resolução Homologatória ANEEL (REH) nº 2.746, de 28/07/2020, foram
homologados os valores de RAG das usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas, nos termos da Lei
nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2020 a 30 de junho de 2021.
12. Por meio da Portaria nº 409, de 13/11/2020, o MME atribuiu a prestação temporária do
serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Jaguari à Furnas Centrais Elétricas S.A. a partir
de 1º de janeiro de 2021 e revogou a Portaria nº 218/2020.
13. A REH nº 2.827, de 15/12/2020, fixou o valor da Tarifa Atualizada de Referência (TAR) para
o ano de 2021.
14. Por meio do Despacho nº 569, de 03/03/2021, foi suspensa a operação comercial da usina
hidrelétrica Macaco Branco. Por meio do Despacho nº 848, de 30/03/2021, foi suspensa a RAG da usina
hidrelétrica Macaco Branco na vigência do Despacho nº 569, de 2021.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
15. Em 18/05/2021 a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) emitiu os Ofícios nº
153/2021-SGT/ANEEL1 e nº 154/2021-SGT/ANEEL2, para a CEB Geração S.A. e FURNAS Centrais Elétricas
S.A. respectivamente, solicitando informações sobre CUSD para o estabelecimento da RAG para o ciclo
2021/2022.
16. Em 18/05/2021 a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) emitiu os Ofícios Circular nº
16/2021-SGT/ANEEL3 solicitando o envio de cópia dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD)
e respectivos Aditivos caso houvessem ocorrido alterações em relação as informações prestadas e
consideradas no último reajuste da RAG.
17. Em 15/06/2021 a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) emitiu o Ofício nº 167/2021SGT/ANEEL4, para a EMAE, com a solicitação de informações e das cópias das faturas referentes ao CUSD,
perfil carga, celebrado com a ENEL SP (antiga Eletropaulo) para o processo da RAG do ciclo 2021/2022. As
informações foram encaminhadas pela EMAE por meio da carta OF/P-1998/2021, de 25/06/20215.
18. Em resposta ao Memorando nº 69/2021-SGT/ANEEL6, de 18/05/2021, a Superintendência
de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) emitiu o Memorando nº 26/2021-SRG/ANEEL7, de
05/07/2021, com a Nota Técnica nº 65/2021-SRG/ANEEL, com as dados para apuração do padrão de
qualidade das usinas com despacho centralizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), e com a Nota
Técnica nº 66/2021-SRG/ANEEL, com os dados para apuração do padrão de qualidade das usinas sem
despacho centralizado pelo ONS. Informou, ainda, que a usina hidrelétrica Canastra alterou a modalidade
de despacho para centralizado a partir de março de 2021.
19. Por meio da Carta nº 03/2021-CEB-G/DIR, de 11/06/2021, a CEB Geração S.A. solicitou o
reconhecimento de investimentos em melhorias. Nessa mesma data a CEEE Geração apresentou o seu
pleito de antecipação de recebimento do financeiro decorrente da revisão do WACC da geração aprovado
em 2020.
20. Os valores das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as Receitas Anuais
Permitidas (RAP) pela disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço
público de transmissão de energia elétrica terão os valores homologados na 25º Reunião Pública Ordinária
da Diretoria da ANEEL de 2021.
21. O resultado dos pedidos de reconsideração contra a RAG homologada pela REH nº
2.746/2020 consta do Despacho nº 1.898, de 29/06/2021. O resultado do pedido de reconsideração da
Celesc Geração S.A. contra a REH nº 2.421/2018, referente à usina Pery, consta do Despacho nº 2.018, de
06/07/2021.
1 SIC 48581.000802/2021-00.
2
SIC 48581.000803/2021-00.
3 SIC 48581.000801/2021-00.
4
SIC 48581.000940/2021-00.
5 SIC 48513.017186/2021-00.
6 SIC 48581.000800/2021-00.
7 SIC 48550.000399/2021-00.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
III - DA ANÁLISE
22. Atualmente há 71 usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas, que podem ser
separadas em três grupos: 34 usinas com contratos de concessão prorrogados, 3 usinas na condição de
prestação temporária dos serviços de geração de energia elétrica e 34 usinas com contratos de concessão
leilões8.
celebrados mediante Há particularidades no cálculo dos valores de RAG por grupos de usinas
hidrelétricas como será explicitado nesta nota técnica.
23. Cabe ressaltar que apesar de alocada no regime de cotas, a usina hidrelétrica Macaco
Branco está com operação comercial suspensa conforme o Despacho nº 569/2021 e durante a sua
vigência também estará suspensa RAG dessa usina segundo o Despacho nº 848/2021. Por isso não consta
neste processo receita para essa usina.
24. Os Termos Aditivos aos Contratos de Concessão de Geração, das usinas hidrelétricas que
aceitaram a prorrogação das concessões nos termos da Lei nº 12.783/2013, estabeleceram o regime de
tarifa regulada. O formato estipulado para a contraprestação econômica pela execução da atividade de
geração de energia elétrica foi a fixação da RAG, nos termos das Cláusulas Sexta e Sétima dos Termos
Aditivos.
25. Esse regime foi estendido para as usinas hidrelétricas na condição de prestação temporária
do serviço de geração de energia elétrica, que ocorre quando o concessionário opta por não renovar o
contrato de concessão. Nesses casos, normalmente o MME designa, por meio de portaria,
a responsabilidade para o antigo concessionário ou outro designado para continuar na operação da usina
até que haja assunção da concessão por vencedor de licitação. Nessa condição, conforme Portaria MME
nº 117/2013, a garantia física é alocada integralmente no regime de cotas e o gerador com prestação
temporária recebe a RAG fixada pela ANEEL.
26. De acordo com o regime instituído, os valores de RAG devem ser calculados considerandose os valores do Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG), acrescidos dos Encargos de Uso e Conexão,
da Parcela Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado (AjI), da Taxa de Fiscalização
dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e dos custos associados aos programas de Pesquisa e
Desenvolvimento (P&D). As parcelas de GAG são compostas pelas parcelas de GAGO&M, destinada à
cobertura dos custos operacionais, de GAG Melhorias, destinadas a cobertura dos investimentos em
melhorias, e do Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI), destinada à cobertura dos
investimentos de curto período de recuperação como software e veículos.
27. A concessão da usina hidrelétrica Três Irmãos foi licitada no Leilão nº 02/2014 e o seu
contrato de concessão segue o padrão das cláusulas contratuais estabelecidas para os contratos de
concessão prorrogados, com alocação integral da garantia física no regime de cotas e com os mesmos
componentes da RAG. Por isso, os procedimentos definidos para o grupo de usinas hidrelétricas com
concessões prorrogadas estendem-se para essa usina.
8 A relação das usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas consta da Tabela 01, apresentada na seção Resultado.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
28. Para o grupo das usinas hidrelétricas com contratos de concessão celebrados nos termos
dos Leilões nº 12, de 25/11/2015, e nº 01, de 27/09/2017, a RAG é composta pelos componentes
destacados para as usinas com contratos de concessão prorrogados, sendo que as coberturas dos custos
com operação e manutenção (O&M), com os investimentos em melhorias e com os investimentos de
curto período de recuperação são agregadas em uma única parcela de GAG conforme processos
licitatórios, sem previsão de revisão periódica desses valores ao longo da concessão.
29. Os valores de GAG homologados nos leilões são reajustados pelo Índice Nacional de Preços
ao Consumidor Amplo (IPCA) nos processos de reajuste da RAG. Além disso, especificamente para as
usinas hidrelétricas desses dois leilões foi acrescentada a parcela denominada de Retorno da Bonificação
pela Outorga (RBO).
30. Ainda, os contratos de concessão estabelecem que os valores de RAG das usinas
hidrelétricas com concessões licitadas no Leilão nº 12/2015 sejam reduzidas em 30% a partir de 1º de
janeiro de 2017 e com concessões licitadas no Leilão nº 01/2017 sejam reduzidas em 30% a partir do
encerramento dos períodos de operação assistida9. Por isso, os valores dos componentes da RAG dessas
usinas contemplam essa redução no presente processo.
31. Por fim, ressalta-se que outros custos devem ter sua cobrança autorizada pela ANEEL, sem,
todavia, integrarem a RAG homologada pela Agência. São eles: as contribuições ao sistema PIS/Cofins e a
CFURH que são consideradas na liquidação das usinas cotistas conforme regras de comercialização.
III.1. Procedimentos de Cálculo da RAG
32. Abaixo são descritos os procedimentos de cálculo para cada um dos itens considerados na
composição da RAG. Os valores desses itens são apresentados por usina na Tabela 1.
33. Em função da suspensão da operação comercial da usina hidrelétrica Macaco Branco a
partir de 1º de janeiro de 2021, a RAG dessa usina também foi suspensa pelo Despacho nº 848/2021
enquanto durar os efeitos do Despacho nº 569/2021. Diante disso, não será apresentado neste processo
o cálculo da RAG dessa usina para o ciclo 2021/2022.
III.1.1 GAG e RBO
34. O Submódulo 12.1 do PRORET definiu que o componente GAG é formado pelas parcelas de
GAG O&M, GAG Melhorias e CAIMI no caso das usinas com concessões prorrogadas, na condição de
prestação temporária e usina Três Irmãos (concessão licitada em 2014). Para as usinas com concessões
licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017 há uma única parcela de GAG cujo valor engloba a cobertura
das três parcelas de GAG destacadas anteriormente, conforme definido nas regras dos leilões.
35. A Lei nº 12.783/2013, com redação alterada pela Lei nº 13.203/2015, denominou o
pagamento pela outorga de concessão de geração de bonificação pela outorga para fins de licitação e
9 No Leilão n° 01/2017 foram licitadas as concessões das usinas hidrelétricas Jaguara, Miranda, Volta Grande e São Simão e os
contratos assinados em 10/11/2017. As quatros usinas solicitaram período de operação assistida, sendo que o último período,
da usina São Simão, encerrou-se em 09/05/2018.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
estabeleceu que a receita dos geradores deverá considerar, quando couber, a parcela de retorno da
bonificação pela outorga:
8o
Art. As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas,
nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos.
(...)
§ 7o O pagamento pela outorga da concessão a que se refere o inciso II do caput do art. 15 da Lei no 8.987,
de 13 de fevereiro de 1995, será denominado, para fins da licitação de que trata o caput, bonificação pela
outorga.
Art. 15. (...)
(...)
§ 10. A tarifa ou receita de que trata o caput deverá considerar, quando couber, a parcela de retorno da
bonificação pela outorga de que trata o § 7o do art. 8o, observada, para concessões de geração, a
proporcionalidade da garantia física destinada ao ACR.
36. Com isso, foram estabelecidas as parcelas de RBO na composição da RAG das usinas
hidrelétricas com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017.
III.1.1.1 GAG e RBO para as usinas hidrelétricas com concessões licitadas no Leilão nº 12/2015
37. No processo10 de reajuste da RAG em 2016, segundo a Nota Técnica nº 232/2016SGT/ANEEL11, as parcelas de GAG e de RBO foram os mesmos valores homologados no Leilão nº 12/2015,
ou seja, sem atualização monetária. No processo12 de reajuste da RAG em 2017, de acordo com a Nota
Técnica nº 193/2017-SGT/ANEEL13, as parcelas de GAG e de RBO foram atualizadas pelo IPCA desde
novembro de 2015.
processo14
38. No da RAG para o ciclo 2018/2019, segundo a Nota Técnica nº 159/2018SGT/ANEEL15,
os valores homologados para o ciclo 2017/2018, a preços de julho/2017, foram corrigidos
pelo IPCA para a referência de preços de julho/2018, conforme Subcláusula Segunda da Cláusula Sexta
dos contratos de concessão dessas usinas: "IVI [índice de variação da inflação] aplicado a partir do terceiro
reajuste faz correção anual das parcelas". A partir desse último reajuste tem-se a correção monetária pelo
IPCA acumulado em 12 meses em cada processo ordinário da RAG.
39. Dessa forma, no presente processo os valores homologados pela REH nº 2.746/2020,
referente ao ciclo 2020/2021, foram atualizados pelo IPCA acumulado no período de julho/2020 a
julho/2021.
40. De acordo com a Nota Técnica nº 159/2018-SGT/ANEEL, essas usinas tiveram as parcelas
de GAG e RBO reduzidas para 70% a partir de 1º de janeiro de 2017, conforme previsão contratual. Como
10
Processo 48500.001479/2016-62.
11 SIC 48581.002145/2016-00.
12
Processo 48500.002346/2017-94.
13 SIC 48581.001555/2017-00.
14 Processo 48500.002425/2018-86.
15 SIC 48581.001479/2018-00.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
os valores homologados para o ciclo 2020/2021 já contemplam essa redução e são a base de cálculo do
presente processo, não há necessidade de aplicar a redução de 30% neste processo.
III.1.1.2 GAG e RBO para as usinas hidrelétricas com concessões licitadas no Leilão nº 01/2017
41. De acordo com a Nota Técnica nº 159/2018-SGT/ANEEL, as parcelas de GAG e de RBO,
definidas no Leilão nº 01/2017, foram mantidas sem reajuste no processo da RAG para o ciclo 2018/2019,
com base na Subcláusula Segunda da Cláusula Sexta dos contratos de concessão dessas usinas: "IVI [índice
de variação da inflação] aplicado no primeiro reajuste igual a 1 (hum)".
42. No processo da RAG de 2019 essas parcelas foram corrigidas pelo IPCA desde as referências
estabelecidas nos contratos de concessão até julho/2019, conforme Subcláusula Segunda da Cláusula
Sexta desses contratos: "IVI [índice de variação da inflação] aplicado no segundo reajuste corrige a parcela
de GAGt-1 desde 1º de maio de 2017 e a parcela RBOt-1 desde a data da sessão pública do leilão
(27/09/2017)".
43. No processo da RAG para o ciclo 2020/2021, as parcelas de GAG e de RBO da RAG do ciclo
2019/2020, homologadas pela REH nº 2.587/2019, foram atualizadas pelo IPCA até julho de 2020,
conforme Subcláusula Segunda da Cláusula Sexta dos contratos de concessão dessas usinas: "IVI [índice
de variação da inflação] aplicado a partir do terceiro reajuste para correção anual das parcelas". A partir
desse último reajuste tem-se a correção monetária pelo IPCA acumulado em 12 meses em cada processo
ordinário da RAG.
44. Dessa forma, no presente processo os valores homologados pela REH nº 2.746/2020,
referente ao ciclo 2020/2021, foram atualizados pelo IPCA acumulado no período de julho/2020 a
julho/2021.
45. De acordo com a Nota Técnica nº 159/2018-SGT/ANEEL, do processo de reajuste da RAG
de 2018, essas usinas tiveram as parcelas de GAG e RBO reduzidas para 70% a partir do encerramento dos
períodos de operação assistida, conforme previsão contratual. Como os valores homologados para o ciclo
2020/2021 já contemplam essa redução e são a base de cálculo do presente processo, não há necessidade
de aplicar a redução de 30% neste processo.
III.1.1.3 GAGO&M para as usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas, para a usina Três Irmãos e
para as usinas na condição de prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica
46. Os Termos Aditivos, os Contratos de Concessão e a Portaria nº 117/2013 do MME
estabelecem que a parcela de GAGO&M seja reajustada pelo IPCA.
47. A metodologia de revisão de GAGO&M foi discutida na AP nº 16/2017 e homologada pela
REN nº 818/2018, momento em que foi aprovado o Submódulo 12.1 do PRORET. Atualmente está vigente
a versão 2.1 desse submódulo, aprovada pela REN nº 882/2020.
48. Conforme previsto no Parágrafo 25 do Submódulo 12.1 do PRORET foram estabelecidas
trajetórias de custos operacionais até o ciclo 2022/2023 para as usinas hidrelétricas com concessões

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
prorrogadas, para a usina na condição de prestação temporária (usina São Domingos) e para a usina Três
Irmãos:
25. Para aquelas usinas que passarem por trajetória de custos operacionais, o GAGO&M será composto de
fração dos custos operacionais regulatórios revisados relativos à equação (3), e proporção dos custos
operacionais regulatórios vigentes no reajuste da RAG de 2017. A fração dos custos operacionais regulatórios
revisados será elevada anualmente, em 20%, a partir de 2018, e a proporção dos custos operacionais
regulatórios vigentes no reajuste da RAG de 2017 será reduzida anualmente, em 20%, a partir de 2018, até
que, em 2023, o GAGO&M seja composto apenas por custos operacionais regulatórios revisados relativos à
equação (3).
49. Com isso, os valores de GAGO&M para o ciclo 2021/2022, de aproximadamente
R$ 927 milhões a preços de julho/2017, foram estabelecidos na AP nº 16/2017. A esse valor foi acrescido
Pery16,
o valor da usina a preços de julho/2017, de aproximadamente R$ 3,8 milhões. Esses valores foram
atualizados pelo IPCA e incorporados neste processo a preço de julho/2021.
50. Ressalta-se que o valor definido nessa AP para a usina hidrelétrica Canastra sofreu
alteração para o ciclo 2021/2022, pois a usina alterou a modalidade de despacho para centralizado pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS) a partir de março/2021 conforme informado no Memorando
nº 26/2021-SRG/ANEEL. Com essa alteração a parcela de GAGO&M foi recalculada com base na
metodologia prevista no Submódulo 12.1 do PRORET para definição da cobertura econômica do ciclo
2021/2022 da usina Canastra. Também foi apurado um financeiro, a preços de julho/2021, referente ao
início do despacho centralizado em março/2021 para ajustar a RAG homologada para o ciclo 2020/2021.
51. Além disso, por meio das Portarias nº 190, de 20/04/2020, e nº 218, de 15/05/2020, o MME
atribuiu a prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Paranoá à
Ceb Geração S.A, com início em 30/04/2020, e da usina Jaguari à Cesp, com início em 21/05/2020, com
vistas a garantir a continuidade do serviço até a assunção de novo concessionário, e estabeleceu os
valores anuais de GAG de cada central geradora para definição dos valores de RAG.
52. Por meio da Portaria nº 409, de 13/11/2020, o MME atribuiu a prestação temporária do
serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Jaguari à Furnas Centrais Elétricas S.A. a partir
de 1º de janeiro de 2021 e revogou a Portaria nº 218/2020.
53. Como são aplicados os comandos do Submódulo 12.1 e 12.2 do PRORET nos reajustes ou
revisões da RAG de usinas na condição de prestação temporária dos serviços de geração de energia
elétrica, os valores de GAG das portarias de designação dessas usinas foram desagregados em GAGO&M,
GAG Melhorias e CAIMI no processo anterior da RAG para que cada parcela observe os comandos próprios
de reajuste.
54. A Portaria nº 117/2013 do MME, que trata das condições para a prestação temporária dos
serviços de geração de energia elétrica, estabelece no § 3 do Art 6º do seu Anexo que deve ser respeitado
16 As parcelas de GAGO&M, de GAG Melhorias e de CAIMI da usina Pery não foram calculadas na AP nº 16/2017, mas no processo
48500.002425/2018-86 que fixou os valores de RAG para o ciclo 2018/2019, sendo que a parcela de GAG Melhorias foi revista
na CP nº 21/2021.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
o prazo de 12 meses para reajustar as parcelas de GAG, mas não especificada a data inicial de referência
para correção monetária após decorrido esse prazo. Pode-se observar, por exemplo, que a Subcláusula
Segunda da Cláusula Sexta dos contratos das concessionárias de geração vencedoras do Leilão nº 01/2017
estabelece que, decorrido esse prazo sem reajuste, a parcela de GAG deverá ser corrigida desde maio de
2017, que é a referência de preços definida nesse leilão.
55. Assim, as parcelas de GAGO&M das usinas Jaguari e Paranoá foram estabelecidas neste
processo a preços de julho/2021 com base no IPCA acumulado desde a referência de preços, julho de
2019, definida nas portarias de designação do MME.
III.1.2 GAG Melhorias para as usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas, para a usina Três Irmãos
e para as usinas na condição de prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica
56. O § 6º do art. 1º da Lei nº 12.783/2013 estabelece que "caberá à Aneel disciplinar a
realização de investimentos que serão considerados nas tarifas, com vistas a manter a qualidade e
continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas, conforme regulamento do poder
concedente".
57. Com a aprovação da metodologia de GAG Melhorias pela REN nº 818/2018,
o procedimento de reconhecimento de investimentos foi aprimorado com a definição dessa parcela
regulatória destinada a cobrir os gastos com melhorias que as concessionárias devem executar nas
instalações de geração nos termos do Submódulo 12.1 do PRORET.
58. As parcelas de GAG Melhorias foram implantadas no processo da RAG que homologou os
valores para o ciclo 2018/2019 e até a próxima revisão, prevista para 2023, devem ser reajustadas
pelo IPCA.
59. No processo da RAG para o ciclo 2020/2021, segundo a Nota Técnica nº 129/2020SGT/ANEEL, os valores de GAG melhorias desse ciclo foram corrigidos pelo IPCA acumulado no período
de julho de 2019 a julho de 2020, sendo considerado, também, os efeitos da revisão do WACC da geração
que alterou os fatores de anualização aplicados nesse componente e constantes da versão 2.1 do
Submódulo 12.1 do PRORET.
60. Além disso, como destacado nessa Nota Técnica, foi definido um componente financeiro
no processo anterior da RAG referente às diferenças apuradas entre aos valores homologados nos
processos de reajuste de 2018 e 2019 e aqueles que deveriam ter sido considerados se a revisão do WACC
já estivesse sido aprovada em 2018. Esse financeiro é composto pelas diferenças apuradas nas parcelas
de GAG Melhorias, de CAIMI e dos efeitos destas duas últimas no componente AjI dos processos de 2018
e 2019 e será incorporado nos reajustes da RAG em três parcelas até o ciclo 2022/2023.
61. Com isso, para o novo ciclo 2021/2022, os valores de GAG Melhorias do ciclo 2020/2021
foram corrigidos pelo IPCA acumulado no período de julho/2020 a julho/2021 e incluído a segunda parcela
do componente financeiro referente às diferenças de GAG Melhorias apuradas nos processos de reajuste
de 2018 e 2019.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
III.1.3 GAG Melhorias da Usina Pery e a parcela de indenização dos investimentos em bens reversíveis
não depreciados, não amortizados e não indenizados
62. Para o caso da usina hidrelétrica Pery, a Portaria nº 257/2017, do MME, estabeleceu o
reconhecimento dos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não depreciados e
não indenizados no processo tarifário pela ANEEL. Por outro lado, o Parágrafo 34 do Submódulo 12.1 do
PRORET determina que o reconhecimento desses investimentos via tarifa implica no seu abatimento
da parcela de GAG Melhorias.
63. Com isso, no voto do Diretor Relator, do processo da RAG de 2018, foi destacado que havia
a necessidade verificar se o valor dos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não
depreciados e não indenizados a serem considerados na RAG de Pery seria o valor da indenização
constante da portaria do MME. Enquanto isso, seria definido apenas a parcela de GAG Melhorias para
essa usina.
64. Como a concessionária Celesc Geração S.A. discordou dessa decisão e da forma de
aplicação do Submódulo 12.1 do PRORET para a usina Pery, apresentou pedido de reconsideração contra
a RAG homologada pela REH nº 2.421/2018. Conforme destacado nos votos dos processos de reajuste da
RAG para os ciclos 2019/2020 e 2020/2021, a empresa continuou a receber a parcela integral de GAG
Melhorias enquanto o pedido de reconsideração encontrava-se em análise.
65. Na Consulta Pública (CP) nº 21/2021 foi proposto tratamento da indenização dos
investimentos em bens reversíveis não amortizados, não depreciados e não indenizados e da parcela de
GAG Melhorias da usina Pery, em que consta no voto de encerramento dessa CP que:
52. Devido às especificidades técnicas da usina, com dois conjuntos de grupo geradores
marcadamente distintos, a opção considerada pela SRM na abertura da CP nº 21/2021 foi de, virtualmente,
considerar as casas de força da Usina Hidrelétrica Pery distintamente. Isso resultaria nos valores a indenizar
já apresentados na Tabela 1, nos termos da Portaria MME nº 257, de 2017, a serem acrescidos de R$ 19.
066.550,42 (dezenove milhões, sessenta e seis mil, quinhentos e cinquenta Reais) a considerar como
investimentos em melhorias (Inv_Melhorias), conforme consta da Tabela a seguir:
66. A casa de força de 4,4 MW de potência terá uma parcela referente à indenização e outra
referente à GAG Melhorias. A casa de força de 25,6 MW de potência terá apenas a parcela referente à
indenização, pois o submódulo 12.1 estabelece que a parcela referente à indenização seja abatida da
parcela de GAG Melhorias e esta última é inferior a primeira. Com isso, é concluído no voto que:
80. Na Tabela a seguir apresenta-se o resumo dos resultados relativos à parcela de indenização e
GAG Melhorias da Usina Pery, após a análise das contribuições recebidas no âmbito da CP nº 21/2021, em
comparação ao que a concessionária tem reconhecido em sua RAG atualmente, de forma transitória.
Tabela 4 - Comparação entre a proposta da CP nº 21/2021 e o que a concessionária recebe
atualmente.
Parcela Anual referente à Total (R$)
GAG Melhorias (R$) [2]
Indenização (R$) [1] [3] = [1] + [2]

Valores atuais 0,00 4.488.924,28 4.488.924,28
Valores propostos CP nº 21/2021 13.941.169,37 950.736,38 14.891.905,75
Data-base: índice de preços de jul/2017.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
[ ]
84. Finalmente, os valores de anuidade referentes à indenização e ao GAG Melhorias calculados para
a Usina Pery deverão retroagir à data de 1º de julho de 2018 com os devidos ajustes financeiros a serem
realizados no processo tarifário subsequente à esta deliberação, conforme já mencionado.
67. Com base na conclusão da CP, que analisou o pedido de reconsideração do processo de
revisão da usina Pery realizado em 2018, foi emitido o Despacho nº 2.018/2021. Verifica-se que, com
número índice de preços de julho/2017, a usina Pery tem recebido nos processos da RAG uma parcela
anual de GAG Melhorias de R$ 4.488.924,2817 e sem a parcela da indenização definida na Portaria
nº 257/2017 pelo MME. Como resultado da CP nº 21/2021, a usina Pery passa a receber uma parcela de
GAG Melhorias e uma parcela anual referente à indenização dos investimentos em bens reversíveis não
amortizados, não depreciados e não indenizados, que totalizam R$ 14.891.905,75 com número índice de
preços de julho/2017.
68. Dessa forma, foi apurado neste processo um componente financeiro, a preços de
julho/2021, resultante dos ajustes financeiros apurados entre as coberturas homologadas nos processos
da RAG de 2018, 2019 e 2020 e os valores que deveriam ter vigorado nos termos do Despacho
nº 2.018/2021. Além disso, a cobertura econômica para o ciclo 2021/2022 da parcela de GAG Melhorias
e da parcela anual referente à indenização dos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não
depreciados e não indenizados considera os valores aprovados na CP nº 21/2021 a preços de julho/2021.
69. Por fim, cabe informar que por meio da Carta nº 2/2021-CEB-G/DIR, a Ceb Geração S.A.
requereu o reconhecimento na RAG da usina Paranoá, a ser homologada para o ciclo 2012/2022, de
investimentos em melhorias realizados em 2019 e 2020.
70. Esclarecemos que a RAG da usina Paranoá já contempla uma parcela de GAG Melhorias
desde a sua entrada no regime de cotas e que a GAG Melhorias é um valor regulatório recebido pelo
gerador para fazer jus aos investimentos em melhorias. Quanto aos investimentos realizados antes do
regime de cotas, informamos que a AP nº 03/2019 trata do aprimoramento da regulamentação dos
procedimentos de cálculo dos investimentos em bens reversíveis não amortizado ou não depreciados.
Dessa forma, o atual processo de reajuste não contempla análise dos investimentos realizados antes do
regime de cotas.
III.1.4 CAIMI para as usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas, para a usina Três Irmãos e para
as usinas na condição de prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica
71. Com a aprovação do Submódulo 12.1 do PRORET, pela REN nº 818/ 2018, foi estabelecida
a parcela regulatória denominada de Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) para
remuneração dos investimentos de curto período de recuperação como software e veículos com o limite
mínimo de R$ 42.000,00.
72. As parcelas de CAIMI foram implantadas no processo da RAG que homologou os valores
para o ciclo 2018/2019 e até a próxima revisão, prevista para 2023, devem ser reajustadas pelo IPCA.
17 Este valor já contempla os efeitos da revisão do WACC da geração aprovado em 2020 pela REN nº 882/2020.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
73. No processo da RAG para o ciclo 2020/2021, segundo a Nota Técnica nº 129/2020SGT/ANEEL, os valores de CAIMI desse ciclo foram corrigidos pelo IPCA acumulado no período de julho de
2019 a julho de 2020, sendo considerado, também, os efeitos da revisão do WACC da geração que alterou
o seu valor em R$/kW conforme consta da versão 2.1 do Submódulo 12.1 do PRORET.
74. Além disso, como destacado nessa Nota Técnica, foi definido um componente financeiro
no processo anterior da RAG referente às diferenças apuradas entre aos valores homologados nos
processos de reajuste de 2018 e 2019 e aqueles que deveriam ter sido considerados se a revisão do WACC
já estivesse sido aprovada em 2018. Esse financeiro é composto pelas diferenças apuradas nas parcelas
de GAG Melhorias, de CAIMI e dos efeitos destas duas últimas no componente AjI dos processos de 2018
e 2019 e será incorporado nos reajustes da RAG em três parcelas até o ciclo 2022/2023.
75. Com isso, para o novo ciclo 2021/2022, os valores de CAIMI do ciclo 2020/2021 foram
corrigidos pelo IPCA acumulado no período de julho/2020 a julho/2021 e incluído a segunda parcela do
componente financeiro referente às diferenças de CAIMI apuradas nos processos de reajuste de 2018 e
2019. Ressalta-se que foi observado o limite mínimo de R$ 42.000,00 para as usinas cujo resultado da
correção monetária manteve-se abaixo desse valor.
III.1.5 Encargos de Uso
76. Os encargos de uso foram diferenciados conforme o sistema acessado, distribuição ou
transmissão. Para cada usina hidrelétrica foi considerado o montante de uso do sistema de transmissão
ou distribuição (MUST ou MUSD) contratado multiplicado pela tarifa de uso correspondente (TUST ou
TUSD) homologada pela ANEEL.
77. Os MUSD foram obtidos dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD)
correspondentes ou do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica (SAMP). Salienta-se que, conforme consta no Submódulo 3.1 do PRORET, as distribuidoras têm
a obrigação de preencher o SAMP com os montantes de uso contratados vigentes.
78. Os MUST foram considerados conforme constam dos Contratos de Uso do Sistema de
Transmissão (CUST) disponibilizados no Sistema de Administração de Contratos de Transmissão (SACT)
do ONS.
79. Para as usinas hidrelétricas com uso do sistema de distribuição foram utilizadas as tarifas
de aplicação vigentes da data do reajuste tarifário, conforme valores estabelecidos nas Resoluções
Homologatórias dos processos de reajuste ou revisão tarifária das concessionárias de distribuição,
considerando o respectivo nível de tensão do gerador na distribuidora acessada. Para as usinas que
acessam a Rede Básica foram aplicadas as tarifas aprovadas na 25º RPO de 2021.
80. Para as usinas hidrelétricas licitadas no Leilão nº 12/2015 e Leilão nº 01/2017, a cobertura
de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição foi reduzida para 70%, conforme previsão contratual.
81. Por fim, destaca-se que a RAG para o ciclo 2020/2021, homologada pela REH
nº 2.746/2020, definiu a cobertura do Encargo de Uso do Sistema de Distribuição para as usinas que

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
acessam à rede da Cemig Distribuição S.A. com base na REH nº 2.707, de 25/06/2020. Por meio da
REH nº 2.757, de 18/08/2020, foi homologado novo resultado do reajuste tarifário dessa concessionária
com as novas tarifas aplicadas às usinas cotistas com vigor a partir de 1º de julho de 2020:
Art. 3º [ ]
I. As tarifas de aplicação para as centrais geradoras em regime anual de cotas, listadas a seguir,
estarão em vigor no período de 1º de julho de 2020 a 30 de junho de 2021:
[ ]
82. Com isso, foi apurado um financeiro para ajustar a cobertura do EUSD concedida no ciclo
2020/2021 para as usinas que acessam a rede da Cemig Distribuição S.A.
III.1.6 Encargo de Conexão
83. No caso de acesso por meio de instalações de conexão sob responsabilidade de
concessionárias de transmissão foram considerados os dados constantes dos Contratos de Conexão ao
Sistema de Transmissão (CCT), as instalações de conexão de uso exclusivo dos geradores e suas parcelas
de Receita Anual Permitida (RAP) correspondentes, conforme valores definidos na 25º RPO de 2021.
Além disso, também foram consideradas as Parcelas de Ajuste homologadas por meio dessa resolução, a
serem pagas pelos geradores às concessionárias de transmissão ao longo do ciclo 2021/2022.
84. Para as usinas hidrelétricas licitadas no Leilão nº 12/2015 e Leilão nº 01/2017, a cobertura
dos encargos de conexão foi reduzida para 70% conforme previsão contratual.
85. A usina hidrelétrica Herval possui custo de conexão associado ao sistema de distribuição, o
qual foi definido com base no contrato de conexão ao sistema de distribuição AES SUL CCD/GATM42/2012, atualizado pelo IGP-M, conforme procedimento adotado nos processos tarifários anteriores.
III.1.7 CUSD celebrado entre a EMAE e a Eletropaulo
86. Por meio do 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 02/2004-ANEEL foi prorrogada
a concessão da usina hidrelétrica Henry Borden sob o regime de cotas. Como contrapartida pela
disponibilização da garantia física de energia e de potência nesse regime, a concessionária EMAE recebe
a RAG definida pela ANEEL que, segundo o contrato, é composta, entre outras parcelas, pelos "encargos
de conexão e uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição de responsabilidade da Concessionária,
(...)".
87. Na 19º RPO da Diretoria de 2018, de 05/06/2018, a Diretoria Colegiada da ANEEL
determinou a celebração de CUSD, na condição de carga, entre a EMAE e a Eletropaulo referente às usinas
elevatórias de Pedreira e Traição, conforme destacado no Parágrafo 26 do Voto do Diretor Relator:
26. Quanto à correta alocação do custo referente ao uso e à conexão à rede das usinas de Pedreira e Traição,
diga-se que, como as usinas elevatórias são parte integrante da UHE Henry Borden, trata-se de custo
associado à central geradora, que deve ser arcado por sua titular, no caso a EMAE. Como a UHE Henry Borden
é participante do regime de cotas, esse custo deverá ser incorporado à RAG da central e, consequentemente,
alocado entre os consumidores das distribuidoras cotistas – e não somente entre os consumidores da AES

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Eletropaulo, como ocorre atualmente em decorrência da ausência do elemento contratual entre a EMAE e a
distribuidora.
88. Dessa decisão foi exarado o Despacho nº 1.218/2018.
89. Assim, considerou-se no cálculo da cobertura para o ciclo 2021/2022 os montantes de
demanda de potência contratos, no horário ponta e fora ponta, multiplicados pelas respectivas tarifas,
modalidade azul do subgrupo A2, definidas na REH nº 2.890/2021, do processo tarifário da concessionária
de distribuição ENEL SP, para o período de julho/2021 a junho/2022. A cobertura de faturamento de
energia será apurada no processo da RAG de 2022 com base nas faturas que deverão ser apresentadas
pela EMAE referente ao período de junho/2021 a maio/2022.
90. Foi considerado também uma parcela de ajuste, a preços de julho/2021, entre as
coberturas estabelecidas na RAG do ciclo 2020/2021 e os valores efetivamente pagos, com base nas
faturas apresentadas pela EMAE para o período de junho/2020 a maio/2021, referente às usinas
elevatórias Pedreira e Traição, integrantes do complexo Henry Borden.
III.1.8 Parcela de Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado - AjI
91. O padrão de qualidade dos serviços de geração de energia elétrica, prestado por
concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013, é aferido por indicadores de
indisponibilidade, sendo que a forma de mensuração é diferenciada entre usinas despachadas
centralizadamente e não despachadas pelo ONS, conforme procedimentos estabelecidos na REN nº
541/2013.
92. A cada processo de estabelecimento da receita dos geradores em regime de cotas, a norma
em vigor prevê o acréscimo de uma Parcela Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho
Apurado (AjI) à RAG de cada usina como forma de verificar o atendimento ao padrão de qualidade exigido,
observado o prazo de carência para aplicação dessa parcela estabelecido pelo Art. 9 da REN nº 541/2013.
93. Nesta apuração foram consideradas as usinas com concessões prorrogadas, a usina Três
Irmãos (concessão licitada em 2014), a usina na condição de prestação temporária São Domingos e as
usinas com concessões licitadas no Leilão nº 12/2015.
94. O método de cálculo da parcela AjI constante na REN nº 541/2013, com alterações
promovidas pelas REN nº 818/2018 e nº 913/2021, estabelece que os parâmetros para aferição do padrão
de qualidade devem ser aplicados sobre a parcela de GAG cuja definição é dada pelo parágrafo 10 do
Submódulo 12.1 do PRORET para as usinas com concessões prorrogadas, Usina Três Irmãos e na condição
de prestação temporária:
10. O Custo da Gestão dos Ativos de Geração - GAG comporta os custos regulatórios de operação,
manutenção, administração, remuneração e amortização, estando incluídos, dentre outros, os custos
socioambientais e relativos a demandas da Administração, sendo compreendido pelo cálculo definido,
conforme fórmula a seguir:

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
𝐺𝐴𝐺𝑡 = 𝐺𝐴𝐺𝑂&𝑀𝑡 + 𝐺𝐴𝐺𝑀𝑒𝑙ℎ𝑡 + 𝐺𝐴𝐺𝐴𝑚𝑝𝑙𝑡 + 𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼𝑡 (2)
onde:
GAGt: Custo da Gestão dos Ativos de Geração (R$/ano);]
𝐺𝐴𝐺𝑂&𝑀𝑡 : Custos Operacionais Regulatórios;
𝐺𝐴𝐺𝑀𝑒𝑙ℎ𝑡 : Custos de Capital por Investimentos em Melhorias;
𝐺𝐴𝐺𝐴𝑚𝑝𝑙𝑡 : Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas
hidrelétricas, estabelecido conforme Submódulo 12.4 do PRORET; e
𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼𝑡 : Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis"
95. No caso das usinas com concessões licitadas a partir de 2015 há apenas uma única parcela
GAG cujo valores foram definidos nos respectivos processos licitatórios e são reajustados conforme
previsão contratual18.
96. Para as usinas com despacho não centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica
nº 66/2021-SRG/ANEEL19 os limites inferiores e os indicadores de desempenho para apuração da parcela
AjI, totalizando a análise para 42 usinas. O AjI está limitado a 10% do valor do GAG, conforme parágrafo
único do art. 6º da REN nº 541/2013. A análise dessa nota técnica é destacada a seguir:
• As usinas hidrelétricas Neblina, Pedra, Sinceridade, Herval, Macaco Branco, Funil, Rio do Peixe (Casa de
Força I e II), Marmelos, Martins, Santa Rosa, Cachoeira do Lavrinha (Antiga São Patrício), Tronqueiras,
Dona Rita, Ervália, Passo do Inferno, Capigui, Cajuru, Gafanhoto, Canastra, Cedros (Rio dos Cedros),
Ernestina e São Domingos se enquadram no inciso I do art. 6º da REN 541;
• As usinas hidrelétricas Pedro Affonso Junqueira (Antiga Antas I), Salto (Salto Weissbach), Ijuizinho,
Paciência, Bugres, Coronel Domiciano, Forquilha, Porto Góes, Guarita, Piau e Rasgão se enquadram no
inciso II do art. 6º da REN 541; e
• As usinas hidrelétricas Peti, Passo de Ajuricaba, Bracinho, Joasal, Palmeiras, Rochedo, Garcia,
Paranapanema e Mourão I se enquadram no inciso III do art. 6º da REN 541.
97. Para as usinas com despacho centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica
nº 65/2021-SRG/ANEEL20 o fator que multiplicará a parcela de GAG para mensuração da parcela AjI,
totalizando 22 usinas.
98. Para essas usinas com despacho centralizado pelo ONS, a REN nº 541/2013 ressalta nos §
1º e § 2º do Art. 3º que:
§ 1º A variação a menor do AjI estará limitada a 10% (dez por cento) do valor de GAG vigente para o reajuste
ou revisão da receita no quarto e quinto ano de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo
contrato de concessão para os casos em que as concessões não foram prorrogadas.
§ 2º A partir do 6º ano de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão
para os casos em que as concessões não foram prorrogadas, não haverá limite para variação do AjI.
18 A parcela de GAG das usinas com concessões licitadas a partir de 2015 contempla as coberturas para os custos operacionais,
para os investimentos em melhorias e para a remuneração dos investimentos de curto período de recuperação.
19
SIC nº 48550.000398/2021.
20 SIC nº 48550.000396/2021.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
99. Constata-se que as usinas Itaparica e Xingó tiveram variação positiva superior a 10%, que a
Nota Técnica nº 65/2021-SRG/ANEEL informa que os índices de indisponibilidade total verificados têm
como referência dezembro/2020 e que os termos aditivos, que prorrogaram os contratos de concessão,
entraram em vigor em janeiro/2013. Ou seja, não se aplica limite para variação do AjI para essas usinas.
100. Ressalta-se que foi definido um componente financeiro no processo anterior da RAG
referente às diferenças apuradas entre aos valores homologados nos processos de reajuste de 2018 e
2019 e aqueles que deveriam ter sido considerados se a revisão do WACC já estivesse sido aprovada em
2018. Esse financeiro é composto pelas diferenças apuradas nas parcelas de GAG Melhorias, de CAIMI e
dos efeitos destas duas últimas no componente AjI dos processos de 2018 e 2019 e será incorporado nos
reajustes da RAG em três parcelas até o ciclo 2022/2023. Por isso, incluído neste processo a segunda
parcela do componente financeiro referente às diferenças da parcela AjI.
III.1.9 Encargos Setoriais TFSEE e P&D
101. Para a apuração do valor da TFSEE das concessionárias de geração foi considerada a
metodologia estabelecida no Submódulo 5.5 do PRORET, aprovado pela REN nº 723, de 31/05/2016,
conforme fórmula abaixo:
TF g = 0,4% x (Pa g – dec – dat)
Onde:
TF g = valor anual da TFSEE dos concessionários de serviço público de geração de energia elétrica, expresso
em R$;
Pa g = receita anual com a venda da energia elétrica gerada, expresso em R$
dec = valor anual da despesa com energia elétrica comprada para revenda alocada ao fluxo comercial da
geração, expresso em R$ e
dat = valor anual da despesa de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, expresso em R$.
102. Com isso, a base de cálculo da TFSEE do ciclo 2021/2022 foi a RAG líquida de custos com
transporte e com encargo setorial P&D.
103. A REN nº 830, de 23/10/2018, aprovou a versão 1.1 do Submódulo 5.6 do PRORET, Pesquisa
e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE), e estabeleceu na Tabela 1, do parágrafo 8º, que
sobre a geração aplica-se o percentual mínimo de 1% sobre a receita operacional líquida (ROL) a título de
P&D. Além disso, o parágrafo 6º estabelece que é permitido o abatimento no cálculo da Receita
Operacional Líquida da TFSEE.
104. Com isso, no cálculo da cobertura concedida para encargo setorial P&D do ciclo 2021/2022,
considerou-se os valores de RAG antes dos Encargos Setoriais e uma alíquota de 1%, por dentro.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
III.1.10 Ajustes decorrentes da Lei nº 13.182/2015
105. A Lei nº 13.182, de 03/11/2015, promoveu mudanças na Lei nº 11.943/2009, o que
acarretou alteração na alocação de cotas de garantia física de energia e de potência das usinas
hidrelétricas da Chesf para distribuidoras do Sistema Interligado Nacional (SIN), bem como nos processos
da RAG.
106. Em seu art. 5º, a citada lei prevê a alteração da Lei nº 11.943, de 2009, que passa a vigorar
com a seguinte redação:
Art. 22. Os contratos de fornecimento de energia elétrica celebrados entre concessionárias geradoras de
serviço público, inclusive aquelas sob controle federal, com consumidores finais, vigentes à data de publicação
desta Lei e que tenham atendido o disposto no art. 3º da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, serão
aditados a partir de 1º de julho de 2015, desde que atendidas as condições estabelecidas neste artigo,
mantidas as demais condições contratuais.
§ 1º Os contratos de que trata o caput terão seu término em 8 de fevereiro de 2037.
§ 2º As reservas de potência a serem contratadas de 1º de julho de 2015 a 8 de fevereiro de 2032
corresponderão a montante de energia igual à soma das parcelas a seguir:
I - totalidade da parcela da garantia física vinculada ao atendimento dos contratos de fornecimento
alcançados pelo caput, a qual não foi destinada à alocação de cotas de garantia física de energia e de
potência, nos termos do art. 1º, § 10, § 11 e § 12, da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; e
II - parcela vinculada a noventa por cento da garantia física da Usina Hidrelétrica Sobradinho, no centro de
gravidade do submercado da usina, deduzidas as perdas elétricas e o consumo interno.
(...)."
107. Assim, em atendimento à legislação superveniente, para o ciclo 2021/2022 não serão
considerados no cálculo da RAG o montante de 115,274 MWm21 da garantia física total da Chesf que já
são atualmente destinados aos consumidores alcançados pelo art. 22 da Lei nº 11.943/2009, redação
dada pela Lei nº 13.182/2015.
108. Com isso, o percentual de garantia física que não será destinado ao regime de cotas será
deduzido dos valores da RAG calculados para as usinas hidrelétricas da concessionária Chesf, atualmente
alocados no regime de cotas, para o próximo ciclo tarifário (julho de 2021 a junho de 2022).
109. Em relação à usina Sobradinho, cabe destacar que o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato nº
06/2004 prorroga o contrato de concessão a partir de 10 de fevereiro de 2022, quando poderá haver
alocação de garantia física nos termos da Lei 12.783/2013 apenas ao correspondente percentual de
rescisão ou redução permanente dos montantes contratados com os consumidores finais previstos no
Art. 22 da Lei nº 11.943/2009. Com isso, o parágrafo único da Cláusula Quinta do Termo Aditivo ao
Contrato nº 06/2004 estabelece que:
21 Memorando n° 178/2018-SRM/ANEEL, SIC 48580.001419/2019-00.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Subcláusula Primeira - A Garantia Fisica de Energia c de Potência da Usina Hidrelétrica deverá atender,
prioritariamente as disposições constantes no art. 22 da lei no 11.943. de 28 de maio de 2009, alterado pela
Lei n 13.182. de 3 de novembro de 2015, cuja parcela a ser alocada em Regime de COTAS destinadas as
DISTR1BUIDORAS do Sistema Interligado Nacional - SIN, conforme presto no Decreto n° 7.805, de 2012, será
renumerada por Receita decorrente da aplicação da Tarifa calculada pela ANEEL. conforme Cláusula Sexta, e
que poderão ser revisada periodicamente pela ANEEL.
Parágrafo Único - A Parcela da Garantia Física de Energia e de Potência da Usina Hidrelétrica a ser alocada
em Regime de C0TAS de que trata o caput será definida de acordo com o estabelecido nos incisos I a IV a
seguir:
I - a partir de 10 de fevereiro de 2022 até 8 de fevereiro de 2032, será alocada em COTAS exclusivamente a
Parcela da Garantia Física da Usina Hidrelétrica correspondente ao Percentual da Rescisão ou da Redução
Permanente nos Montantes Contratados com Consumidores Finais previstas no art. 22, § 4, inciso II, da Lei nº
11.943, de 28 de maio de 2009, com redação dada pela Lei nº 13.182. de 3 de novembro de 2015, determinada
pela seguinte Formula:
[ ]
110. A Chesf confirmou, por meio de mensagem eletrônica, que toda a garantia física de
Sobradinho está contratada nos Termos do Art. 22 da Lei 11.943/2009 de forma que não há, neste
momento, RAG a ser apurada para essa usina referente ao ciclo 2021/2022.
III.1.11 Recursos apresentados contra a RAG do ciclo 2020/2021
111. As concessionárias de geração Celg Geração e Transmissão (Celg GT), Centrais Elétricas do
Norte do Brasil S.A. (Eletronorte) e UHE São Simão Energia S.A e os Conselhos de Consumidores da Copel
Distribuição S.A. (Copel-DIS) e da Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. (EMS)
apresentaram pedidos de reconsideração em face da REH nº 2.746/2020, que homologou a RAG para o
ciclo 2020/2021 das usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013.
112. A Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu, no mérito, dar provimento apenas ao pedido de
reconsideração da UHE São Simão Energia S.A. para que seja reconhecido o CUSD apresentado pela
concessionária a partir da vigência estabelecida no CUSD e que o financeiro deve ser reconhecido em 2
parcelas, sendo a primeira no presente processo, conforme consta do Despacho nº 1.898/2021.
113. Na análise do pedido de reconsideração da UHE São Simão Energia S.A., a SGT recomendou
não acatar o pleito da empresa por entender que o período de vigência estabelecido no CUSD era anterior
a data de assinatura do contrato e que o Submódulo 12.2 do PRORET estabelece que o reconhecimento
se dá a partir da assinatura do contrato celebrado na vigência do ciclo que antecede o processo da RAG,
em que pese a SRD ter se manifestado, via memorando, no sentido de que tanto a REN nº 414 quanto o
Módulo 3 do PRODIST permitem que as partes definem o período de vigência do CUSD, conforme
88/2021-SGT/ANEEL22.
informações que constam da Nota Técnica nº Com base nas informações
constantes do Memorando nº 024/2021-SRD/ANEEL, citado nessa Nota Técnica, a Diretoria decidiu dar
provimento ao pedido de reconsideração da UHE São Simão Energia S.A.
22 SIC 48581.000736/2021-00.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
114. Os pedidos de reconsideração foram deliberados na 23º RPO realizada em 29/06/2021,
sendo que a primeira parcela do financeiro a ser apurada deve ser implantada neste reajuste da RAG. Em
que pese a concessionária ter apresentado comprovantes de pagamento, algumas faturas emitidas pela
Cemig Distribuição S.A. e relatório com identificação de faturas e valores pagos desde junho/2018,
verificou-se na apuração do componente financeiro que trata-se de um CUSD celebrado na modalidade
tarifária verde e que há necessidade de aprofundar a análise do tratamento desse financeiro.
115. Como exemplo, pode-se verificar nas faturas apresentadas que as tarifas aplicadas
mensalmente na definição dos valores de demanda contratada pagos pela concessionária de geração
inclui o tributo PIS/Cofins, mas o Contrato de Concessão nº 01/2017 estabelece em sua cláusula sexta que
esses tributos não compõe a RAG:
A RAG não contempla o montante necessário à cobertura das despesas com as contribuições sociais
recuperáveis, relativas ao Programa de Integração Social - PIS e ao Programa de Formação do Patrimônio do
Servidor Público - PASEP e à Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS, que será
acrescido na liquidação financeira pela CCEE, conforme regras de comercialização.
116. Dessa forma, dado o exíguo tempo entre a aprovação do pleito pela Diretoria da ANEEL, o
reconhecimento da primeira parcela neste processo e o volume de faturas e comprovantes a serem
analisados, foi apurado apenas o financeiro da demanda contratada com base nas tarifas de aplicação das
REH da Cemig Distribuição S.A., que vigoraram no período de análise, inclusive para o ciclo 2020/2021, e
é proposto considerar nessa primeira parcela a metade do valor apurado e que a análise dos documentos
apresentados seja concluída no processo subsequente com os devidos ajustes aplicados na segunda
parcela.
III.1.12 Pleito da CEEE Geração
117. Por meio da carta GAB-DG-053/2021, a CEEE Geração, responsável pela operação de 12
usinas no regime de cotas23, destaca que está em andamento o processo de desestatização da empresa
que culminará com assinatura de novo contrato de concessão que mudará o regime das usinas
atualmente cotistas para produção independente de energia elétrica (PIE) previsto para ocorrer a partir
de 1º de janeiro de 2022, conforme Portaria nº 437/2020 do MME.
118. Diante disso, requereu que a segunda e terceira parcelas do componente financeiro
aprovado no último reajuste da RAG, homologado pela REH nº 2.746/2020, decorrente dos efeitos da
revisão do WACC da geração aprovado pela REN nº 882/2020, e retroativas aos ciclos 2018/2019 e
2019/2020, sejam antecipadas para o ciclo 2021/2022 de forma a serem recebidas pela atual
concessionária CEEE Geração.
119. Diante disso, entendemos que o pleito deve ser acatado de forma que a CEEE Geração
receba o financeiro que lhe é devido, na condição de responsável pela operação de suas usinas no regime
de cotas, e que seja reconhecida nos valores de RAG a serem recebidas pela concessionária no 2º semestre
de 2021 tendo em vista a previsão de assinatura de novo contrato de concessão no regime de PIE a partir
de 1º de janeiro de 2022 conforme Portaria nº 437/2020 do MME. Com isso, evita-se que esse financeiro
23 Jacuí, Passo Real, Canastra, Bugres, Ernestina, Capigui, Guarita, Herval, Santa Rosa, Passo do Inferno, Forquilha e Ijuizinho.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
fique pendente de recebimento pelo atual concessionário após as usinas deixarem de serem alocadas no
regime de cotas.
120. Dessa forma, o valor total da 2º e da 3º parcela do componente financeiro da revisão do
WACC de geração das usinas da CEEE Geração, a preços de julho/2021, é de R$ 3.365.773,31, o que
representa 2,54% da RAG das usinas dessa concessionária e 0,04% da RAG total homologadas para o ciclo
2020/2021.

121. Recomenda-se que o financeiro apurado de GAG para a usina Canastra, em função da
O&M
alteração para modalidade de despacho centralizado a partir de março/2021, conforme destacado na
subseção III.1.1.3, também seja considerado na RAG do 2º semestre de 2021 dessa usina.
122. Por fim, recomenda-se que a RAG das usinas cotistas da CEEE G seja homologada
integralmente para o ciclo 2021/2022. Se for mantida a previsão de mudança de regime para PIE a partir
de janeiro/2021 o pagamento da RAG deverá ser suspensa e caso essa alteração não se concretize, dentro
do ciclo 2021/2022, já haverá RAG homologada e evita-se a necessidade de uma nova instrução
processual dentro desse ciclo.
III.2. Tarifa
123. A tarifa associada ao regime de cotas é apurada com base no Submódulo 3.2 do Proret e
consiste na soma da expectativa da CFURH e do valor total da RAG, dividido pelo montante de garantia
física, em MWh, contratada em cotas. No montante contratado, em MWh, é considerado o lastro de 90%,
conforme definido no Decreto nº 9.143/2017. Por fim, é aplicado o PIS/Cofins. Com isso, define-se o preço
de cobertura para compra de energia nos processos tarifários das distribuidoras beneficiárias de energia
oriunda do regime de cotas.
124. Conforme os contratos de concessão, os montantes de garantia física das usinas
hidrelétricas com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017 foram reduzidos em 30%. Para
as usinas hidrelétricas com contratos de concessão prorrogados, na condição de prestação temporária
dos serviços de geração de energia elétrica e para a usina hidrelétrica Três Irmãos (contrato de concessão
licitado mediante Leilão nº 02/2014), são considerados 100% da alocação da garantia física no regime de
cotas.
125. No caso específico das usinas hidrelétricas da concessionária Chesf, a Lei nº 13.182/2015
alterou o artigo 22 da Lei nº 11.943/2009 de forma a garantir a destinação de garantia física de 115,274
MWm para os contratos de fornecimento de energia elétrica com consumidores finais da Chesf. Esse
montante foi abatido da garantia física das usinas hidrelétricas Boa Esperança, Complexo Paulo Afonso,
Funil-BA, Itaparica (Luiz Gonzaga), Pedra e Xingó na proporção da participação de cada usina na garantia
física total das usinas hidrelétricas da concessionária da Chesf alocadas no regime de cotas.
III.3. Resultados
126. Na Tabela 1 são demonstrados os valores que compõem a RAG por usina hidrelétrica,
considerando a cobertura tarifária para o período entre 1º julho de 2021 e 30 de junho de 2022.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Tabela 1: Resultado da RAG por Usina Hidrelétrica
Parcela
indenização de

| GAG O&M | investimentos | GAG melhorias |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (prorrogadas, GAG das usinas em bens | (Prorrogadas, | Ajuste por | Parcela de | RAG TOTAL para o |  |  |  |  |  |
| Conexão Conexão-T | Ajuste antes | novo ciclo 2021- |  |  |  |  |  |  |  |
| Usina | temporárias, licitadas a partir reversíveis não | RBO (R$) | Temporárias e | CAIMI (R$) | Uso – D (R$) | Uso – T (R$) | Indisponibilidade | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| Três Irmãos) | de 2015 (R$) amortizados, | Três Irmãos) | – D (R$) | (R$) | (R$) | Encargos | 2022, a preços de |  |  |

setoriais (R$) julho/2021 (R$)
(R$) não (R$)
depreciados
(R$)

Três Irmãos 57.026.593,51 73.530.632,12 9.405.774,16 87.440.811,60 2.645.948,14 7.026.076,81 2.277.347,29 597.065,70 2.417.708,93 242.367.958,25
2.830.805,79 - 20.285,56

| Cajurú | 2.549.375,29 | 507.930,36 | - 283.080,58 | 20.388,40 | 56.411,57 | 5.661.545,27 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Camargos | 12.038.258,30 | 15.623.517,83 | 954.657,98 | 613.951,17 | - 32.577,76 113.102,91 | 294.927,35 | 29.605.837,78 |  |
| Gafanhoto | 5.065.748,96 | 5.602.942,03 | 987.603,12 | - 506.574,90 | - 39.442,58 | 40.648,46 | 112.225,02 | 11.263.150,11 |
| Garcia | 5.008.532,79 | 5.716.798,28 | 333.429,60 | 500.853,28 | 44.904,74 | 116.763,78 | 11.721.282,46 |  |

Governador
Pedro V. Parigot

de Souza 42.133.290,87 77.832.916,42 15.043.392,00 772.986,79 2.032.412,20 487.994,48 1.392.070,69 139.695.063,45
Itutinga 16.045.205,22 20.987.198,10 1.081.137,79 1.068.121,78 112.077,52 - 36.893,89 148.577,92 396.533,80 39.801.958,25
Joasal 3.813.520,75 4.246.208,68 599.739,84 381.352,08 - 30.507,07 33.764,33 91.013,28 9.135.091,89
2.282.612,18 - 14.379,82

| Marmelos | 2.304.613,26 | 282.693,60 | - 228.261,22 | 17.435,86 | 46.740,18 | 4.691.454,04 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Martins | 2.528.290,92 | 1.994.764,70 | 533.181,60 | - 252.829,09 | - 27.121,44 | 17.080,91 | 48.245,32 | 4.841.612,92 |
| Mourão I | 4.318.377,73 | 4.484.895,66 | 460.118,40 | 431.837,77 | 36.940,44 | 97.931,61 | 9.830.101,63 |  |
| Paciência | 2.496.206,01 | 2.183.607,32 | 287.703,36 | - 14.634,66 | 18.719,25 | 50.029,11 | 5.021.630,40 |  |
| Paranapanema | 12.649.799,44 | 18.203.717,56 | 1.023.372,00 | 1.264.979,94 | 128.473,99 | 334.766,35 | 33.605.109,28 |  |
| Peti | 4.237.041,57 | 4.934.659,19 | 669.160,80 | 42.370,42 | - 34.038,32 | 36.856,28 | 99.486,80 | 9.985.536,74 |

-

Piau 7.202.603,98 10.054.494,14 1.286.792,64 65.455,50 69.028,39 186.650,86 18.734.114,51
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Parcela
indenização de

| GAG O&M | investimentos | GAG melhorias | Parcela de | RAG TOTAL para o |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (prorrogadas, GAG das usinas em bens | (Prorrogadas, | Ajuste por |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Conexão Conexão-T | Ajuste antes | novo ciclo 2021- |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Usina | temporárias, licitadas a partir reversíveis não | RBO (R$) | Temporárias e | CAIMI (R$) | Uso – D (R$) | Uso – T (R$) – D (R$) | (R$) | Indisponibilidade | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) | 2022, a preços de |
| Três Irmãos) | de 2015 (R$) amortizados, | Três Irmãos) | (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

setoriais (R$) julho/2021 (R$)
(R$) não (R$)
depreciados
(R$)

Rochedo 1.983.443,36 2.605.615,51 134.400,00 198.344,34 19.149,61 49.715,18 4.990.668,00
25.839.353,23

Salto Grande 49.364.009,38 3.096.782,64 1.327.660,34 - 73.540,24 306.124,09 803.578,44 80.663.967,88
Três Marias 65.718.146,45 156.528.526,08 23.185.372,39 2.881.477,26 1.425.067,12 894.686,96 2.522.612,01 253.155.888,27
-

Tronqueiras 3.278.161,11 3.102.152,46 604.033,92 327.816,11 - 30.725,50 24.209,99 66.927,33 6.716.943,20
Coronel

Domiciano 3.149.821,47 3.193.823,63 645.200,64 25.374,58 70.594,40 7.084.814,72
Dona Rita 1.320.064,88 1.025.800,41 171.763,20 - 132.006,49 - 8.737,11 8.855,44 24.008,94 2.409.749,27
Eng° Souza Dias

(Jupiá) 151.315.143,45 555.666.112,27 8.253.050,40 98.896.838,88 18.633,00 2.782.635,55 2.839.055,57 8.251.842,56 828.023.311,68
3.345.997,78

| Ervália | 3.052.650,03 | 1.049.180,16 | - 334.599,78 | 24.256,19 | 71.850,79 | 7.209.335,17 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ilha Solteira | 350.147.653,86 | 1.125.595.994,87 | 258.569.917,20 | 18.633,00 | 16.739.526,40 | 5.969.932,70 17.687.593,19 1.774.729.251,21 |  |
| Neblina | 3.805.270,35 | 4.059.199,49 | 826.983,36 | - 380.527,03 | 29.935,77 | 83.948,75 | 8.424.810,69 |
| Sinceridade | 836.041,09 | 517.942,12 | 181.270,66 | - 83.604,11 | 5.081,52 | 14.663,13 | 1.471.394,40 |
| Bracinho | 5.666.518,78 | 8.255.620,45 | 381.780,00 | 339.991,13 | 57.048,52 | 147.918,29 | 14.848.877,17 |

Cedros (Rio dos

Cedros) 4.128.331,66 6.125.590,03 213.796,80 - 165.133,27 40.355,15 104.066,52 10.447.006,89
7.354.618,78

Palmeiras 13.685.908,37 914.121,60 735.461,88 87.103,96 229.193,04 23.006.407,62
Salto (Salto

Weissbach) 3.075.449,77 4.201.903,95 160.347,60 29.109,41 75.128,30 7.541.939,03
Jaguara 73.593.653,72 194.052.078,92 35.439.960,47 1.323.487,22 1.070.582,93 3.074.840,21 308.554.603,46
Miranda 118.734.702,14 28.553.813,06 713.050,56 2.079.776,67 208.690.717,91

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Parcela
indenização de

| GAG O&M | investimentos | GAG melhorias | Parcela de | RAG TOTAL para o |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (prorrogadas, GAG das usinas em bens | (Prorrogadas, | Ajuste por |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Conexão Conexão-T | Ajuste antes | novo ciclo 2021- |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Usina | temporárias, licitadas a partir reversíveis não | RBO (R$) | Temporárias e | CAIMI (R$) | Uso – D (R$) | Uso – T (R$) – D (R$) | (R$) | Indisponibilidade | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) | 2022, a preços de |
| Três Irmãos) | de 2015 (R$) amortizados, | Três Irmãos) | (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

setoriais (R$) julho/2021 (R$)
(R$) não (R$)
depreciados
(R$)
59.527.939,02 - 918.563,55

São Simão 197.022.392,33 662.997.801,46 149.788,80 161.528.465,04 3.281.276,67 173.215,35 3.440.080,78 10.355.080,20 1.038.948.100,63
Volta Grande 69.821.774,75 141.125.511,83 33.614.952,00 535.155,06 843.789,15 2.475.731,25 248.416.914,03
Antas I (Pedro 75.686,89
Affonso

Junqueira) 2.079.633,51 3.103.489,81 102.206,31 333.991,20 21.444,07 57.525,33 5.773.977,11
892.725,58

Boa Esperança 25.057.873,31 23.125.889,54 2.701.337,30 18.216.144,04 2.486.649,45 3.601.656,04 221.517,93 768.507,83 77.072.301,02
Bugres 1.881.418,20 1.782.552,31 129.445,80 1.036.380,00 136.577,36 15.719,97 50.165,39 5.032.259,03
Cachoeira do

| Lavrinha | 1.031.347,91 | 1.055.345,99 | 42.000,00 | 302.324,40 | - 212.869,39 | 31.603,26 | 7.789,71 | 22.724,77 | 2.280.266,64 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Canastra | 6.376.402,14 | 5.777.819,65 | 494.734,41 1.626.240,00 | 26.370,14 | - 758.937,37 | 957.989,31 | 51.392,03 | 146.470,89 | 14.698.481,20 |
| Capigui | 1.030.056,88 | 1.211.498,26 | 43.769,44 | 338.851,20 | - 228.532,46 | 69.103,16 | 8.503,58 | 24.896,43 | 2.498.146,50 |
| Coaracy Nunes | 11.548.750,47 | 11.147.908,07 | 907.983,15 5.791.694,40 | 1.246.221,93 | 356.753,52 100.830,47 | 313.124,36 | 31.413.266,37 |  |  |

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Parcela
indenização de

| GAG O&M | investimentos | GAG melhorias | Parcela de | RAG TOTAL para o |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (prorrogadas, GAG das usinas em bens | (Prorrogadas, | Ajuste por |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Conexão Conexão-T | Ajuste antes | novo ciclo 2021- |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Usina | temporárias, licitadas a partir reversíveis não | RBO (R$) | Temporárias e | CAIMI (R$) | Uso – D (R$) | Uso – T (R$) – D (R$) | (R$) | Indisponibilidade | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) | 2022, a preços de |
| Três Irmãos) | de 2015 (R$) amortizados, | Três Irmãos) | (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

setoriais (R$) julho/2021 (R$)
(R$) não (R$)
depreciados
(R$)
Complexo

Paulo Afonso 215.190.702,13 438.765.398,15 48.717.428,70 378.825.422,57 17.555.742,47 30.871.523,03 8.680.006,50 2.968.900,23 11.501.072,97 1.153.076.196,75
32.336.924,10 1.140.858,46

Corumbá I 35.095.641,23 4.368.795,84 34.706.904,00 2.591.367,85 302.134,35 1.113.540,32 111.656.166,15
Ernestina 1.220.733,08 968.934,44 55.875,89 432.576,00 - 89.821,74 69.321,78 8.900,17 26.844,64 2.693.364,27
Estreito (L. C.

| Barreto) | 69.345.950,63 | 97.337.797,24 12.222.850,08 | 92.318.832,00 | 5.662.062,01 | 11.797.927,62 2.754.726,88 773.837,01 2.943.839,86 | 295.157.823,34 |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Forquilha | 368.904,44 | 307.588,71 | 42.000,00 | 99.132,00 | 22.330,27 | 2.963,29 | 8.484,40 | 851.403,12 |  |  |
| Funil - BA | 4.411.741,13 | 5.349.949,67 | 341.509,14 | 734.821,29 | 4.495.188,99 | - 1.010.319,99 | 163.252,03 | 37.024,53 | 146.324,67 | 14.669.491,46 |
| Funil - RJ | 22.258.663,68 | 23.404.030,02 2.514.414,87 9.865.440,00 | 3.570.514,88 | 761.330,97 210.035,82 | 630.044,39 | 63.214.474,63 |  |  |  |  |
| Furnas | 84.941.773,16 | 85.540.371,36 14.155.224,48 | 94.249.320,00 | 1.123.084,13 | 12.897.206,41 3.119.063,87 802.614,56 2.990.162,05 | 299.818.820,02 |  |  |  |  |
| Guarita | 529.632,02 | 465.165,19 | 42.000,00 | 158.611,20 | 33.757,00 | 4.282,22 | 12.415,81 | 1.245.863,44 |  |  |
| Henry Borden | 142.826.031,70 | 177.807.688,93 12.193.748,06 32.641.674,11 | 4.698.288,00 | 2.464.690,58 3.457.828,41 1.354.999,95 3.798.888,38 | 381.243.838,11 |  |  |  |  |  |

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Parcela
indenização de

| GAG O&M | investimentos | GAG melhorias | Parcela de | RAG TOTAL para o |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (prorrogadas, GAG das usinas em bens | (Prorrogadas, | Ajuste por |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Conexão Conexão-T | Ajuste antes | novo ciclo 2021- |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Usina | temporárias, licitadas a partir reversíveis não | RBO (R$) | Temporárias e | CAIMI (R$) | Uso – D (R$) | Uso – T (R$) – D (R$) | (R$) | Indisponibilidade | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) | 2022, a preços de |
| Três Irmãos) | de 2015 (R$) amortizados, | Três Irmãos) | (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

setoriais (R$) julho/2021 (R$)
(R$) não (R$)
depreciados
(R$)

Herval 502.165,19 254.304,03 42.000,00 134.278,80 1.645,78 - 79.846,92 30.449,50 2.996,29 8.939,36 896.932,03
Ijuizinho 370.067,31 307.498,20 42.000,00 90.120,00 22.330,27 2.967,58 8.404,20 843.387,56
Itaparica (Luiz
90.999.714,31

Gonzaga) 120.471.044,45 16.843.230,83 128.172.554,34 3.401.127,21 26.994.524,19 3.531.365,63 1.035.359,52 3.943.571,32 395.392.491,80
Jacuí 21.414.410,83 26.800.450,57 2.095.345,73 4.428.000,00 1.051.785,73 480.125,40 1.443.150,50 208.933,93 582.962,31 58.505.165,00
Marimbondo 92.654.750,80 135.643.285,56 16.762.765,83 145.905.060,00 2.628.714,30 15.475.119,14 3.378.487,76 1.055.657,64 4.166.143,27 417.669.984,30
Passo de

Ajuricaba 974.017,68 909.604,75 42.000,00 97.512,00 57.768,67 28.862,20 8.049,01 21.310,76 2.139.125,07
Passo do

Inferno 448.746,39 376.640,55 42.000,00 99.132,00 - 86.738,69 27.081,13 3.230,92 9.160,22 919.252,51
17.252.637,59 1.099.818,32

Passo Real 15.721.460,40 1.839.247,92 17.126.568,00 80.967,76 1.154.047,45 148.268,85 548.229,77 54.971.246,06

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Parcela
indenização de

| GAG O&M | investimentos | GAG melhorias | Parcela de | RAG TOTAL para o |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (prorrogadas, GAG das usinas em bens | (Prorrogadas, | Ajuste por |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Conexão Conexão-T | Ajuste antes | novo ciclo 2021- |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Usina | temporárias, licitadas a partir reversíveis não | RBO (R$) | Temporárias e | CAIMI (R$) | Uso – D (R$) | Uso – T (R$) – D (R$) | (R$) | Indisponibilidade | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) | 2022, a preços de |
| Três Irmãos) | de 2015 (R$) amortizados, | Três Irmãos) | (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

setoriais (R$) julho/2021 (R$)
(R$) não (R$)
depreciados
(R$)
2.874.682,06 98.169,75

| Pedra | 2.621.980,59 | 227.752,45 1.800.472,91 | - 572.441,51 | 21.000,57 | 71.218,35 | 7.142.835,17 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 4.571.572,37 | 16.606.611,75 | 37.356.298,47 |  |  |  |  |
| Pery | 1.132.509,73 | 349.224,29 | 737.280,00 | 240.064,87 | 613.671,68 | 61.607.233,15 |
| Porto Colômbia 30.727.548,39 | 35.086.419,05 3.725.059,07 27.264.480,00 | 676.640,90 - 3.041.413,10 | 99.645,07 270.168,87 | 954.933,13 | 95.763.481,38 |  |

4.039.993,53

Porto Góes 4.699.981,58 288.692,08 581.760,00 150.655,77 36.717,29 98.596,80 9.896.397,04
3.453.596,55

Rasgão 3.439.758,68 256.097,81 480.480,00 123.405,58 29.091,43 78.316,55 7.860.746,60
Rio do Peixe 3.393.195,31 5.001.841,68 210.233,02 1.730.729,28 - 860.527,00 123.328,46 31.472,29 96.957,58 9.727.230,62
26.988,58

Santa Rosa 452.269,89 393.457,30 42.000,00 126.168,00 - 88.772,72 3.303,77 9.617,28 965.032,11
145.979.316,16 6.206.294,83

| Xingó | 211.984.688,70 35.995.063,45 | 260.053.795,38 | 15.131.916,39 | 42.932.422,23 | 1.772.391,14 7.255.388,86 | 727.311.277,15 |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| São Domingos | 2.500.329,85 | 2.720.084,71 | 166.696,39 | 576.000,00 | - 161.613,33 | 89.292,07 | 21.259,16 | 59.502,93 | 5.971.551,78 |
| Paranoá | 4.554.885,61 | 5.282.498,80 | 348.257,11 1.068.480,00 | 40.742,57 | 113.678,00 | 11.408.542,07 |  |  |  |
| Jaguari | 5.479.765,25 | 4.194.050,96 | 320.396,54 | 927.108,00 | 39.976,85 | 110.316,37 | 11.071.613,97 |  |  |

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
127. A RAG para o ciclo 2021/2022 resultou em R$ 9.753.755.812,74. No Gráfico 1 é
apresentado a composição da RAG com a distinção das parcelas de GAG entre o grupo de usinas com
concessões licitadas a partir de 2015 e o grupo das usinas prorrogadas, na condição de prestação
temporária e usina Três Irmãos (concessão licitada em 2014). No Gráfico 2 é apresentado a composição
da RAG sem distinção da parcela de GAG entre os dois grupos de usinas.
Gráfico 1 – Composição da RAG do ciclo 2021/2022
AjI
TFSEE+P&D+Outros
2%
2%
TRANSPORTE
22%
GAG O&M
11%
GAG (Prorrogadas,
temporárias e Três
Irmãos) GAG Melhorias
RBO
29%
33% 16%
GAG
(licitadas)
CAIMI 2%
12%
128. Destaca-se no Gráfico 01 que a parcela de RBO, referente as 33 usinas hidrelétricas com
concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017, representa 33% da RAG apurada para o ciclo
2021/2022. A parcela de GAG desse grupo de usinas corresponde a 12% e a parcela de GAG do grupo de
usinas prorrogadas, na condição de prestação temporária e usina Três Irmãos atingiu 29% da receita,
sendo que na sua decomposição temos a participação de 11% de GAGO&M , de 16% de GAG Melhorias e
de 2% do CAIMI.
129. Observa-se, também, que a cobertura dos custos com transporte (encargos de conexão e
uso dos sistemas de Transmissão e de Distribuição) representam 22 % da receita dos geradores, a parcela
AjI alcançou 2% e a cobertura com os encargos setoriais TFSEE e P&D e com os componentes financeiros
e parcela de indenização de investimentos não depreciados e não amortizados representam 2% da RAG.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Gráfico 2 – Composição da RAG do ciclo 2021/2022
AjI TFSEE+P&D+Outros
Distribuição 2%
2%
2%
Transmissão
20% GAG
41%
RBO
33%
130. Verifica-se no Gráfico 2 que a parcela de GAG de todas as usinas cotistas representa 41%
da RAG e a RBO tem uma participação de 33%. O custo com transporte representa 22% da RAG, sendo
que está concentrado nos custos com uso do sistema de transmissão e conexão à rede básica cuja
participação na receita é de 20%.
131. Na Tabela 2 é apresentada a variação dos componentes da RAG entre os valores
homologados em julho/2020, pela REH nº 2.746/2020, e os valores propostos para o ciclo 2021/2022 com
as respectivas contribuições na variação total da RAG de 7,61%.
132. Contribui para esse resultado o reajustado das parcelas de GAG e RBO do grupo das usinas
licitadas a partir de 2015 pelo IPCA acumulado em 12 meses, de 8,35%, com participação no reajuste de
0,98% e 2,75% respectivamente. No caso do grupo das usinas prorrogadas, na condição de prestação
temporária e da usina Três Irmãos, a parcela de GAGO&M teve uma variação de 7,27%, abaixo da inflação
acumulada, devido, principalmente, ao estabelecimento de uma trajetória para essa parcela até o ciclo
2022/2023 quando da aprovação do Submódulo 12.1 do PRORET pela REN 818/2018, que tratou da
revisão da metodologia da RAG em 2018. Com isso, os valores estabelecidos na AP nº 16/2017 para o ciclo
2021/2022 é menor do que os valores do ciclo 2020/2021.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Tabela 2 – Variação dos componentes da RAG e contribuição no reajuste
Contribuição no

COMPONENTES DA RAG Variação Participação na Receita
Reajuste

| GAG - Usinas Licitadas a partir de 2015 | 8,35% | 0,98% | 11,83% |
| --- | --- | --- | --- |
| Leilão n° 12/2015 | 8,35% | 0,64% | 7,73% |
| Leilão n° 01/2017 | 8,35% | 0,34% | 4,10% |
| RBO | 8,35% | 2,75% | 33,12% |
| Leilão n° 12/2015 | 8,35% | 1,80% | 21,67% |
| Leilão n° 01/2017 | 8,35% | 0,95% | 11,45% |
| GAG O&M | 7,27% | 0,83% | 11,40% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 7,23% | 0,82% | 11,27% |
| Prestação Temporária | 10,19% | 0,01% | 0,13% |
| GAG Melhorias | 8,00% | 1,28% | 16,02% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 7,99% | 1,27% | 15,90% |
| Prestação Temporária | 10,13% | 0,01% | 0,13% |

Parcela Anual de indenização referente aos

investimentos em bens reversíveis não amortizados, - 0,18% 0,17%
não depreciados

| CAIMI | 8,31% | 0,16% | 1,93% |
| --- | --- | --- | --- |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 8,30% | 0,16% | 1,92% |
| Prestação Temporária | 10,19% | 0,00% | 0,01% |
| ENCARGOS DE TRANSMISSÃO | 2,33% | 0,49% | 20,04% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | -2,38% | -0,35% | 13,52% |
| Leilão n° 12/2015 | 13,39% | 0,52% | 4,11% |
| Leilão n° 01/2017 | 14,23% | 0,32% | 2,42% |

Prestação Temporária - - -

| ENCARGOS DE DISTRIBUIÇÃO | 13,08% | 0,19% | 1,52% |
| --- | --- | --- | --- |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 6,44% | 0,06% | 0,93% |
| Leilão n° 12/2015 | 14,45% | 0,04% | 0,26% |
| Leilão n° 01/2017 | 39,15% | 0,09% | 0,29% |
| Prestação Temporária | 12,28% | 0,00% | 0,03% |
| Ajuste por Indisponibilidade - AjI | 11,10% | 0,20% | 1,87% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 9,78% | 0,15% | 1,60% |
| Leilão n° 12/2015 | 19,89% | 0,05% | 0,27% |

Leilão n° 01/2017 - - -

| Prestação Temporária | 62,52% | -0,00% | -0,00% |
| --- | --- | --- | --- |
| TFSEE+P&D+Outros | 32,03% | 0,55% | 2,10% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 49,44% | 0,50% | 1,40% |
| Leilão n° 12/2015 | 7,86% | 0,04% | 0,46% |
| Leilão n° 01/2017 | 5,78% | 0,01% | 0,24% |
| Prestação Temporária | 7,20% | 0,00% | 0,00% |
| RAG PARA O CICLO 2021/2022 | 7,61% | 100,00% |  |

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
133. A parcela de GAG Melhorias teve uma variação de 8,00% com um impacto no reajuste de
1,28%. Essa variação já considera o resultado da CP nº 21/2021 que definiu novo valor de GAG Melhorias
para a usina Pery. Outro resultado dessa consulta pública foi a fixação da parcela anual de indenização
referente aos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não depreciados e ainda não
indenizados, o que contribuiu com 0,18% no reajuste da RAG. O CAIMI teve uma variação de 8,31% em
relação à RAG homologada em 2020 e uma participação no reajuste de 0,16%, cabendo destacar que 8
geradores recebem o valor mínimo de R$ 42.000,00 definido no Submódulo 12.1 do PRORET.
134. A cobertura dos custos com transporte contribuiu com 0,68% na variação da RAG. Destacase que a cobertura dos custos de transmissão é responsável por 0,49% de aumento da RAG e a cobertura
dos custos com distribuição de 0,19%.
135. A parcela AjI teve uma variação de 11,10% e contribuiu com 0,20% do aumento da RAG. Já
as parcelas de encargos setoriais TFSEE e P&D e os componentes financeiros têm uma participação no
reajuste de 0,55%.
136. Por fim, tem-se a tarifa associada ao regime de cotas que é calculada pela soma da
expectativa de CFURH e do valor da RAG, dividido pelo montante de Garantia Física, em MWh, contratado
em cotas. Ao valor obtido incluem-se os tributos PIS/Pasep e Cofins, conforme o Submódulo 3.2 do
PRORET, o que resultou em uma tarifa de R$ 122,65/MWh para o ciclo 2021/2022. Isso representa um
reajuste de 6,9% da tarifa, sendo que a RAG teve um aumento de 7,61% e a CFURH uma redução de 4,56%.
Contribuiu para essa redução da CFURH o valor da TAR homologada para 2021 que teve uma redução de
R$79,62/MWh para R$ 76,00/MWh.
137. Ressalta-se que a tarifa é a referência para a cobertura tarifária das distribuidoras
detentoras de cotas e o seu valor, por usina, pode sofrer variações em função da composição da RAG e
do montante de garantia física alocada no regime de cotas.
138. Na Tabela 03 é apresentado um comparativo entre os valores homologados para o ciclo
2020/2021 e os valores propostos para o ciclo 2021/2022.
Tabela 03: Comparação entre os ciclos 2020/2021 e 2021/2022
Ciclo anterior 2020/2021 - REH
Cotas (Lei 12.783/2013) Novo ciclo 2021-2022
nº 2.746/2020
1 - Usinas 71*
71
2 - RAG (R$) 9.753.755.812,74
9.064.284.013,99
3 - CFURH (R$) 547.026.124,65
573.162.888,84

| 4 - RAG + CFURH (R$) | 9.637.446.902,83 | 10.300.781.937,38 |
| --- | --- | --- |
| 5 - Garantia Física (MWmed) | 11.739,61 | 11.737,95 |
| 6 - Garantia Física (MWh) | 92.555.101,01 | 92.542.013,57 |
| 7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos | 104,13 | 111,31 |
| 8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos | 114,74 | 122,65 |

*Usina Macaco Branco está com a RAG suspensa em função da suspensão da operação comercial.

da Nota Técnica nº 156/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
139. A presente análise foi realizada com observância (i) da Lei nº 9.427/1996, (ii) da Lei
nº 12.783/2013, (iii) da Lei nº 13.182/2015, (iv) da Lei nº 13.360/2016, (v) da Portaria nº 117/2013,
do MME, (vi) dos Submódulos 3.2, 5.5, 5.6, 12.1, 12.2 e 12.3 do PRORET, (vii) das Resoluções Normativas
nº 541/2013, nº 818/2018, nº 856/2019, nº 874/2020 e nº 882/2020, e (viii) dos contratos de concessão
das usinas hidrelétricas em regime de cotas.
V. DA CONCLUSÃO
140. Diante do exposto, concluímos pelo estabelecimento das receitas anuais de geração,
visando remunerar a disponibilização de garantia física das usinas alocadas no regime de cotas, e da tarifa
associada ao regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2021 a
30 de junho de 2022.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
141. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se submeter à Diretoria
Colegiada da ANEEL para homologação das receitas anuais de geração para o ciclo 2021/2022, com
vigência a partir de 1º de julho de 2021.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ANDRÉ LÚCIO NEVES ALINE MOURA DE MELO SOUZA
Especialista em Regulação Analista Administrativo
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
CRISTIANE BORDINI FRANCO DENIS PEREZ JANNUZZI
Analista Administrativo Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
DAVI ANTUNES LIMA, ANDRE LUCIO NEVES, DENIS PEREZ JANNUZZI, ALINE MOURA DE MELO SOUZA, CRISTIANE BORDINI FRANCO