REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2832/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A - EBO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-02-04
Autor: ANEEL

NOTA TÉCNICA
Revisão Tarifária Periódica
Energisa Borborema
RTP 2021 – FINAL
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004623/2020-07

Nota Técnica no 06/2021–SGT/ANEEL
Em 26 de janeiro de 2021
Processo n.º 48500.004623/2020-07
Assunto: Revisão Tarifária Periódica da EBO -
Energisa Borborema – Distribuidora de
Energia S.A..
I. OBJETIVO
1. Submeter à Diretoria da ANEEL o resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da
EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A..
2. A presente proposta de revisão tarifária da EBO segue os procedimentos e
metodologias de cálculo previstos nos Módulos 2, 3 e 7 do Procedimentos de Regulação Tarifária -
PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária, do reajuste tarifário e da estrutura tarifária.
3. A síntese das metodologias aplicáveis a esta revisão consta do Anexo I desta Nota
Técnica.
4. A Seção II apresenta uma descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da EBO. A
Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do
Reposicionamento Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes
Financeiros e Fator X. A seção IV traz as conclusões.
II. DOS FATOS
5. O Contrato de Concessão nº CC 08/2000, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EBO, define a data de
04/02/2021 para a realização da quinta revisão tarifária periódica.
6. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas
20201,
por meio do Ofício n° 162/2020-SGT/ANEEL, de 30 de junho de sendo encaminhados pela
concessionária mediante a Carta N° ENERGISAEB/VPR-ANEEL/nº 16, de 24 de setembro de 20202.
1 SIC 48581.001077/2020-00.
2 SIC 48513.025180/2020-00.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
7. Em 10 de novembro de 2020, na 42ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL
decidiu instaurar a Consulta Pública nº 65/2020 com o objetivo de discutir com a sociedade a
proposta de revisão tarifária. O período de contribuições se estendeu de 11/11 a 28/12/2020.
8. Em 03 de dezembro de 2020, foi realizada Audiência Pública virtual para discussão
da proposta da revisão tarifária da EBO, conforme ata juntada ao processo3. As contribuições, bem
como a análise de seu conteúdo, estão em relatório próprio juntado a este processo.
9. Em 13 de janeiro de 2021, a SFF encaminhou os Memorandos nºs 134 e 145, de
mesma data, com informações relativas à Base de Remuneração Distribuidora e a Validação dos
Pagamentos de itens da Parcela A, respectivamente.
10. Em 27 de janeiro de 2021 foi realizada reunião virtual com o Conselho de
Consumidores
11. Segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de
Administração e Finanças - SAF, a EBO encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais
nesta data, o que possibilita o reposicionamento de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no
art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de
março de 2004.
III. ANÁLISE
III.A. Metodologia Aplicada
12. Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se em
consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e
as alterações na estrutura de custos.
13. No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos
reajustes tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de
produtividade obtidos pela concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de
incentivos que foram estabelecidos pela ANEEL nos processos tarifários.
14. Além disso são definidas as perdas técnicas e não técnicas regulatórias a serem
aplicadas nos processos tarifários. Para a definição das perdas não técnicas, a ANEEL compara o
desempenho das concessionárias, determinando uma trajetória para cada uma delas no ciclo.
15. Os detalhes das metodologias aplicadas nos processos de revisão tarifária estão
descritos no Anexo I desta nota técnica.
3 SIC 48542.000016/2021-00.
4
SIC 48536.000160/2021-00.
5 SIC 48536.000164/2021-00.
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III.B. Período de Referência
16. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EBO é de fevereiro/2020
a janeiro/2021.
III.C. Receita Verificada
17. No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado
informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste
tarifário homologado em 2020. Ressalta-se que os dados referentes ao mês de janeiro/2021, ainda
não estão disponíveis, correspondem aos dados de dezembro/2020.
18. O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo
tarifário e nível de tensão.
Tabela 1. Receita Verificada

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 547.916 | 241.615.244 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 121.849 | 46.663.625 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 426.067 | 194.951.619 |
| Demais Livres | 125.799 | 13.732.271 |
| Distribuição | 40.134 | 3.952.042 |
| Total | 713.850 | 259.299.557 |

III.D. PARCELA A
19. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as
condições vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de
energia elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão
(CT), os custos com Encargos Setoriais (ES), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota
Técnica.
1. Encargos Setoriais (ES)
20. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas, são definidos em legislação própria e tem seus valores estabelecidos pela
ANEEL.
21. Neste ponto, destaca-se a inserção de uma nova modalidade do Encargo CDE, aqui
denominado CDE COVID, estabelecido pela Resolução Normativa 885/2020, que dispõe sobre a
CONTA-COVID, destinada ao setor elétrico em virtude do estado de calamidade estabelecido diante
da pandemia do novo Corona Vírus.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
22. Os encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária, bem como os dispositivos
legais associados, estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 2. Encargos Setoriais

| Descrição | Valor (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 371.751 | Conforme módulo 5.5 do PRORET |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 12.905.260 | CP 72/2020 |
| CDE Conta COVID | 4.520.223 | Despacho 181/2021 |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 5.084.424 | Desp 3.690/2020 |
| PROINFA | 5.615.144 | ReH 2.815/2020 |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 2.629.586 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| ONS | 30.021 | Contribuição 2021 |

Total 31.156.407
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
23. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT,
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
24. Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados
nesta revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir:
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 15.653.762
Rede Básica Fronteira 5.428.557
Conexão 469.717
Uso do sistema de distribuição 14.591.191
Total 36.143.227
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Energia requerida e perdas regulatórias
25. Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia,
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica,
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.
26. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado
pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 221/2020-
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004623/2020-07.

da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
SRD/ANEEL6,
de 02 de setembro de 2020, que encaminhou a Nota Técnica n° 043/2020-SRD/ANEEL,
no percentual de 5,18% sobre a energia injetada.
27. A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão
com certo grau de semelhança socioeconômica. A tabela a seguir sintetiza o cálculo da perda não
técnica para a concessionária, obtida conforme Submódulo 2.6 do PRORET.
Tabela 4. Trajetória Perdas Não Técnicas Regulatória
Cálculo do Ponto de Partida
Descrição PNT
1. Meta Ciclo Anterior (Faturada) 2,59%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos 2,67%
3. Meta Ciclo Anterior (Medida) [1. + 2.] 5,26%
4. Média Histórico (Medida) 4,37%
5. Ponto de Partida [ = máximo (2,5% e Mínimo (3. e 4.) ] 4,37%
Cálculo do Ponto de Chegada

| Descrição | Modelo C | Modelo G | Modelo K |
| --- | --- | --- | --- |
| m. Empresa Benchmark | ELFSM | EFLUL | COCEL |
| n. Perda Benchmark (PNT/BT) | 2,79% | 1,89% | 0,26% |
| o. Perda EBO (PNT/BT) - Referência Perdas Ciclo Anterior | 2,47% | 2,47% | 2,47% |
| p. Probabilidade de Comparação | 0,16% | 1,46% | 0,34% |
| q. Meta baseada em cada Benchmark [ n x p + ( 1 - p) x o ] | 2,47% | 2,46% | 2,46% |

r. Meta média dos Benchmarks [ = média (q) ] 2,46%
s. Ponto de Partida [ = e ) ] 4,37%
t. Ponto de Chegada = mínimo (l & s ) 4,37%
Trajetória PNT/BT

| Descrição | Ponto Partida | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) | 4,37% | 4,37% | 4,37% | 4,37% | 4,37% |
| Velocidade de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Limite de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Referencial Regulatório PNT/BT (medido) | 4,37% | 4,37% | 4,37% | 4,37% | 4,37% |
| Diferença entre medido e faturado | 2,67% | 2,67% | 2,67% | 2,67% | 2,67% |
| Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) | 1,69% | 1,69% | 1,69% | 1,69% | 1,69% |
| Referencial Regulatório PT/Einj | 5,18% | 5,18% | 5,18% | 5,18% | 5,18% |

28. Portanto o ponto de partida definido para a EBO ficou em 1,69%, sem trajetória de
redução.
29. Para o cálculo das perdas das perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica
foram utilizados os dados contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses.
6 48554.001991/2020-00.
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30. A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo
de revisão tarifária.
Tabela 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Perdas na Rede Básica 12.283
Perdas na Distribuição 46.625
Perdas Técnicas 39.403
Perdas Não Técnicas 7.221
Energia Vendida 547.916
Energia Requerida 606.824
b. Valoração da compra de energia
31. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
32. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborouse o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica,
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme
tabela abaixo:
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

Tipo de Contrato Dado Utilizado Dispositivo Legal
Bilaterais Tarifas e montantes Memorando nº 170/2020-SRM/ANEEL
Receita Fixa e Tarifa de
Cota Angra I/Angra II REH 2.805/2020
repasse

| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.746/2020 |
| --- | --- | --- |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.815/2020 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Tarifas | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Tarifas | Previsão SGT |

33. A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
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Tabela 7. Custo com Compra de Energia

Montante Montante Tarifa Despesa
Contratos

| Contratado (MWh) | Considerado (MWh) (R$/MWh) | (R$) |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Ambiente Regulado - CCEAR | 353.825 | 330.354 | 214,47 | 70.852.438 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 147.843 | 138.036 | 279,49 | 38.579.466 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 91.665 | 85.584 | 196,80 | 16.842.610 |
| Madeira e Belo Monte | 114.317 | 106.734 | 144,57 | 15.430.362 |
| Energia Base | 205.980 | 193.208 | 124,73 | 24.098.119 |
| Cota Angra I/Angra II | 27.572 | 25.743 | 249,64 | 6.426.444 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 164.969 | 154.026 | 114,73 | 17.671.675 |
| PROINFA | 13.439 | 13.439 |  |  |
| Bilateral | 89.176,80 | 83.261,45 | 369,82 | 30.791.751 |
| Total | 648.981 | 606.824 | 207,21 | 125.742.308 |

III.E. PARCELA B
1. Custos Operacionais (CO)
34. A determinação do nível eficiente para os custos operacionais é obtida pela
comparação entre as distribuidoras levando-se em consideração as características de cada
concessionária (extensão de redes, número de consumidores e mercado, entre outras). A tabela a
seguir resume o cálculo de definição dos custos operacionais regulatórios para a distribuidora
Tabela 8. Custos operacionais regulatórios no reposicionamento
Intervalo de Eficiência

Descrição Limite Inferior Centro Limite Superior
1. Eficiência 74,17% 81,25% 87,89%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 48.739.494 53.249.517 57.759.541
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
3. OPEX nas tarifas - R$ 56.482.168
4. Meta estudo de eficiência - R$ 56.482.168
5. Variação Anual (%) 0,00%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 56.482.168
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 41.306.420
8. Meta OPEX 56.482.168
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 136,74%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 53.024.936
11. Número de anos no ciclo 4
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 55.617.860
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35. No caso da EBO, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está no
intervalo de eficiência. Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória
de 0%a.a., não foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite
anual de 5%. Em relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da
metodologia resultou em relação entre a meta de custos operacionais e os custos reais de 136,74%,
assim se fazendo necessário recalcular a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor
excedente a 120%.
2. Receitas Irrecuperáveis (RI)
36. A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores.
A Tabela abaixo apresenta o resultado do cálculo do valor a ser considerado nesta revisão tarifária.
Tabela 9. Receitas Irrecuperáveis

| Descrição | Receita Base (R$) | % RI | RI (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 44.678.103 | 0,20% | 90.207 |
| Restante da Receita | 379.822.774 | 0,06% | 225.429 |
| Total | 424.500.876 | 0,07% | 315.636 |

3. Base de Remuneração Regulatória (BRR), Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração
Regulatória (QRR)
37. A Base de Remuneração consiste no montante de investimentos realizados pelas
concessionárias na prestação dos serviços de distribuição de energia.
38. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória
Líquida e do Custo de Capital. O custo de capital representa o custo de oportunidade dos recursos
do investidor, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade de distribuição de
energia.
39. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde a depreciação e a
amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à
prestação do serviço ao longo da sua vida útil, depende da Base de Remuneração Regulatória Bruta
e da taxa média de depreciação.
40. A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como
o resultado do cálculo da remuneração do capital e da quota de reintegração.
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Tabela 10. Remuneração do Capital e Quota de Reintegração
Descrição Valor
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 408.977.427
(2) Índice de Aproveitamento Integral 9.948
(3) Obrigações Especiais Bruta 102.769.734
(4) Bens Totalmente Depreciados 79.778.507
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 226.419.238
(6) Depreciação Acumulada 208.220.474
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 200.756.953
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 7.100
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 200.749.853
(10) Almoxarifado em Operação 663.059
(11) Ativo Diferido -
(12) Obrigações Especiais Líquida 43.440.122
(13) Terrenos e Servidões 2.733.625
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13) 160.706.415
(15) Saldo RGR PLPT -
(16) Saldo RGR Demais Investimentos -
(17) WACC real antes de impostos 11,08%
(18) Remuneração sem RGR e Obrigações Especiais = [(14)-(15)-(16)] * (17) 17.812.168
(19) Taxa RGR/PLPT 2,28%
(20) Remuneração RGR PLPT = (15) * (19) -
(21) Taxa RGR Demais Investimentos 2,28%
(22) Remuneração RGR Demais Investimentos = (16) * (21) -
(23) Taxa Obrigações Especiais 1,48%
(24) Remuneração de Obrigações Especiais = (3) * (23) 1.521.871
(25) Remuneração do Capital = (18)+(20)+(22)+(24) 19.334.040
(26) Taxa de Depreciação 3,92%
(27) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (26) 8.875.634
41. O valor da Base de Remuneração Regulatória, na Data-Base de 31 de agosto de 2020,
segundo laudo de avaliação fiscalizado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e
13/2021-SFF/ANEEL7,
Financeira – SFF foi informado por meio do Memorando nº de 13 de janeiro
de 2021.
42. Em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.3 do Módulo 2 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – PRORET, os valores informados pela SFF foram atualizados pelo IPCA entre
a data-base do laudo de avaliação, 31 de agosto de 2020, e a data da revisão tarifária, 4 de fevereiro
de 2021.
7 48536.000160/2021-00.
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4. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI).
43. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades,
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware,
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
44. A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI:
Tabela 11. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
Descrição Valor (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 42.701.017
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 19.215.458
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 5.124.122
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 18.361.437
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 2.050.297
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 1.015.988
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 4.481.983
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 7.548.268
5. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à
Melhoria da Qualidade
45. O índice de ajuste de mercado considera os ganhos potenciais de produtividade no
ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas definidas na
revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual revisão
tarifária, é de 0,32%.
46. O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade
técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na
atual revisão tarifária, foi definido em -1,03%.
47. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da
EBO.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
Tabela 12. Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição Valor (R$)
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 55.933.496
Custos Operacionais (CO) 55.617.860
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 90.207
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 225.429
Custo Anual dos Ativos (CAA) 35.757.941
Remuneração do Capital (RC) 19.334.040
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 8.875.634
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 7.548.268
Parcela B (VPB) 91.691.438
Índice de Produtividade da Parcela B 0,32%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade -1,03%
Parcela B com ajustes 92.344.714
6. Outras Receitas (OR)
48. As concessionárias de distribuição de energia elétrica possuem, além das receitas
decorrentes da aplicação das tarifas, outras fontes de receita de atividades relacionadas com a
concessão de serviço público, que são denominadas de "Outras Receitas". Estas podem ser
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: em "receitas inerentes ao serviço de
distribuição de energia elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis e "receitas de atividades
acessórias", que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de
concessão, exercida por conta e risco das concessionárias.
49. A SFF informou o valor fiscalizado de "Outras Receitas" além de Ultrapassagem de
Demanda e Excedente de Reativo, por meio do Memorando nº 14/2021, de 13 de janeiro de 20218.
50. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de "Outras Receitas", calculada nos termos do
Submódulo 2.7 A do PRORET.
8 SIC 48536.000164/2021-00.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
Tabela 13. Outras Receitas
Receita
Descrição das atividades Compartilhamento
Regulatória

Serviços Cobráveis 60% 328.820
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 60% 223.511
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 50% -
Veiculação de publicidade 60% -
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos 60% -

Compartilhamento de infraestrutura (Média 24 meses) 60% 1.816.175
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. 60% -
Operacionalização de serviço de créditos tributários 60% -
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse
60% -
específico e ao atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; 60% -
(3) subestações de energia; 60% -
(4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; 60% -
(5) banco de capacitores: 60% -
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; 60% -
(7) sistemas de medição de energia elétrica; 60% -
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; 30% -
(9) sistemas de iluminação pública. 60% -
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que
não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética 30% -
estabelecidos em lei
Serviços de comunicação de dados 30% -
Serviços de consultoria 60% -
Total 2.368.507
7. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
51. A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade na cobrança de
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de
conexão, sendo esta chamada "Ultrapassagem de Demanda". Além disso, também determina que
seja aplicada cobrança sobre os montantes de energia reativa e demanda de potência reativa que
infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado "Excedente de
Reativos".
52. O tratamento destas receitas adicionais auferida pelas distribuidoras é calculada
conforme o Submódulo 2.7 do PRORET.
53. No caso da EBO estão sendo considerados os seguintes valores de Ultrapassagem de
Demanda e Excedente de Reativos contabilizados no último ciclo tarifário referentes, aos meses
entre setembro de 2016 e agosto de 2020, informados pela SFF. Tais valores estão sendo subtraídos
da Parcela B, proporcionalizados de acordo com o ciclo tarifário da empresa e corrigidos pela SELIC.
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Tabela 14. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
Descrição Valor (R$)
Ultrapassagem de Demanda 587.036
Excedente de Reativo 955.456
Total 1.542.492
III.E. Componentes Tarifários Financeiros
54. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas
às distribuidoras.
55. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros
nesta revisão da EBO.
Tabela 15. Componentes Financeiros

| Componente Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 4.373.707,73 | 1,66% |
| CVA em processamento -Transporte | 3.879.768,95 | 1,48% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (7.040.201,78) | -2,68% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 107.878,99 | 0,04% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 300.281,84 | 0,11% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 10.228.559,30 | 3,89% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 494.613,60 | 0,19% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 8.581.648,27 | 3,26% |
| Ajuste CUSD | 1.039.627,13 | 0,40% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 34.906,47 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (7.542.339,11) | -2,87% |
| Conselho de Consumidores | (228.944,76) | -0,09% |
| CONTA COVID | (13.257.739,60) | -5,04% |
| Total | 971.767,04 | 0,37% |

56. Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à CONTA-COVID,
cujos montantes somados implicaram em impacto de -5,04% no reajuste. Os montantes em questão
equivalem a totalidade dos valores recebidos pela EBO da CONTA-COVID até o mês de dezembro
de 2020 e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020.
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III.F. Análise da Revisão Tarifária Periódica
1. Resultados
57. A Revisão Tarifária Periódica da EBO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 4,06%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
Tabela 16. Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 8,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,06%
Efeito Médio AT+BT 5,21%
58. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o forte aumento nos custos de Fio A (Rede Básica
variando, Fronteira e CUSD) que impacta mais a Alta Tensão (especialmente A3 que só possui
consumidor livre), devido a alteração na estrutura tarifária; e (ii) bem como a nova estrutura tarifária
que nas revisões tarifárias é modificada com a atualização das curvas de carga e transformações e
do fluxo de potência entre os níveis de tensão.
59. O efeito médio nas tarifas de 5,21% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de
custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 8,55%, ao se ter como base de
comparação os custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses
subsequentes, com efeito de 0,37%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos
no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito
de -3,71% atual processo tarifário da EBO.
60. A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o
efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
Tabela 17. Resumo da revisão

Receita Verificada Receita Participação Participação
Variação

| (R$) | Requerida (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 170.938.779 | 193.041.942 | 12,93% | 8,74% | 68,58% |
| Encargos Setoriais | 23.936.977 | 31.156.407 | 30,16% | 2,78% | 11,07% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 396.535 | 371.751 | -6,25% | -0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 11.240.537 | 12.905.260 | 14,81% | 0,64% | 4,6% |
| CDE Conta COVID | - | 4.520.223 | 0,00% | 1,74% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 5.301.151 | 5.084.424 | -4,09% | -0,08% | 1,8% |
| PROINFA | 4.407.417 | 5.615.144 | 27,40% | 0,47% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 2.562.616 | 2.629.586 | 2,61% | 0,03% | 0,9% |
| ONS | 28.721 | 30.021 | 4,52% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 27.162.914 | 36.143.227 | 33,06% | 3,68% | 12,84% |
| Rede Básica | 10.559.789 | 15.653.762 | 48,2% | 2,05% | 5,6% |
| Rede Básica Fronteira | 4.113.366 | 5.428.557 | 32,0% | 0,54% | 1,9% |
| Conexão | 329.932 | 469.717 | 42,4% | 0,06% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição | 12.159.827 | 14.591.191 | 20,0% | 1,03% | 5,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 119.838.888 | 125.742.308 | 4,93% | 2,28% | 44,67% |
| PARCELA B | 88.912.065 | 88.433.715 | -0,54% | -0,18% | 31,42% |
| Custos Operacionais | 56.482.168 | 56.014.122 | -0,83% | -0,18% | 19,9% |
| Anuidades | 7.087.177 | 7.602.047 | 7,26% | 0,20% | 2,7% |
| Remuneração | 19.157.386 | 19.471.789 | 1,64% | 0,12% | 6,9% |
| Depreciação | 7.752.146 | 8.938.871 | 15,31% | 0,46% | 3,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 291.058 | 317.885 | 9,22% | 0,01% | 0,1% |
| Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda | (1.857.869) | (3.910.999) 110,51% | -0,79% | -1,4% |  |
| Reposicionamento Tarifário | 259.850.844 | 281.475.657 | 8,55% | 100,0% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 971.767 | 0,37% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 4.373.708 | 1,66% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 3.879.769 | 1,48% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (7.040.202) | -2,68% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 107.879 | 0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 300.282 | 0,11% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 10.228.559 | 3,89% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 494.614 | 0,19% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 8.581.648 | 3,26% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.039.627 | 0,40% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 34.906 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (7.542.339) | -2,87% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (228.945) | -0,09% |  |  |  |
| CONTA COVID | (13.257.740) | -5,04% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,21%
61. O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição
da nova Receita Anual da concessionária.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
Custo de
Custo de Transmissão
Energia
12,8% PROINFA 2,0%
44,7%
Encargos
CDE 6,2%
Setorias
11,1%
ESS/EER 1,8%
Outros 1,1%
Custo de
Distribuição
31,4%
Gráfico 1 – Composição da receita sem tributos
62. O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita
da distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
9,0% 7,7%
Custo de
Energia ICMS
Tributos
31,2% 25,0%
30,3%
PIS/COFINS
Custo de 5,2%
Distribuição
21,9%
Gráfico 2. Composição da receita com tributos
2. Análise Parcela A
63. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a EBO levaram a uma
variação no efeito médio de 2,28%. As principais alterações decorrem do aumento das tarifas do
Contrato Bilateral com a UTE Juiz de Fora, cuja atualização considera, entre outros, a variação do
combustível e do dóla, bem coomo o da energia proveniente do regime de Cotas estabelecido pela
Lei 12.783/2013.
64. O Gráfico abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
2,28%
2,05%
0,69%
0,20%
0,15%
-0,04% -0,01%
-0,24%
-0,52%

Total Quantidade Nova/Alternativa Nova/Alternativa Monte II 12.783/2013 Bilateral Proinfa
Existente Disponibilidade e e

CCEAR Quantidade Madeira Cota
Angra I

CCEAR CCEAR Cotas
Belo
Lei
Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia
65. Os custos de transmissão contribuíram para uma variação do efeito médio de 3,68%.
Destaca-se a aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas
Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº
2.724 e nº 2.726, ambas de julho de 2020.
66. O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das cassações das liminares
associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do processamento de
revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas devido à ausência
de definição de metodologia empregada; (iii) do aumento de custos referentes a novas instalações
de transmissão; e (iv) da aplicação das novas tarifas da Energisa Paraíba, com quem a EBO tem
celebrado contrato de uso de sistema de distribuição (CUSD).
67. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 2,78%. Destaca-se a
participação da CDE Uso, com valores levados a Consulta Pública nº 72/2020, que contribuiu para o
aumento do efeito médio em 0,64%, bem como da CDE Conta COVID, estabelecido pela REN
885/2020, e pelo Despacho nº 181/2021, de 26 de janeiro de 2021, com impacto de 1,74% no efeito
médio final.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
3. Análise Parcela B
68. Parcela B calculada neste processo e a atualmente praticada foi de -0,54%,
acarretando um impacto de -0,18% na revisão tarifária. A seguir detalham-se os impactos nos custos
de distribuição da concessionária.
69. Os custos operacionais definidos nessa revisão quando comparados com os valores
presentes na tarifa diminuíram -0,83%, contribuindo em -0,18% no efeito tarifário. A aplicação da
metodologia indicou que a cobertura de custos operacionais atualmente presente nas tarifas
encontra-se dentro da faixa de eficiência, no entanto, quando comparado esses custos com a média
de custos reais da empresa, tem-se a razão de 136,74%, de forma que o que ultrapassa 120%, de
acordo com a metodologia, é revertido para modicidade tarifária.
70. A cobertura para anuidades variou 7,26% quando comparada aos valores hoje
contidos nas tarifas, com impacto no efeito médio de 0,20%. Esse resultado proveio da revisão dos
parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da
base de remuneração regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende.
71. A remuneração do capital aumentou 1,64% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,12%. A situação adveio principalmente
do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 117 milhões para R$ 161 milhões.
A remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais contribuiu
para a redução da remuneração do capital. O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a variação
na remuneração de capital.
- 12,6% 14,2%
100,0% 101,6%

Remuneração Remun. Efeito Base Remuneração
4º Ciclo WACC/RGR/OE Líquida 5º Ciclo
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre a remuneração do capital
72. A quota de reintegração regulatória aumentou 15,31% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,46%. O aumento proveio da variação da Base
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de Remuneração Bruta, que passou de R$ 168 milhões para R$ 226 milhões. Houve ainda aumento
na taxa média de depreciação em relação a última revisão tarifária, de 3,89% para 3,92%. O Gráfico
3 demonstra ambos os efeitos.
0,8%
14,5%
115,3%
100,0%

Depreciação Efeito da Taxa de Efeito Base Bruta Depreciação
4º Ciclo Depreciação 5º Ciclo
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
73. As receitas irrecuperáveis variaram 9,22% em relação aos valores tarifários atuais,
com impacto de 0,01% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios
de inadimplência que são admitidos para a EBO e da atualização da base de cálculo sobre a qual é
apurada a cobertura das receitas irrecuperáveis.
74. Por se tratar da 5ª Revisão Tarifária Periódica, os valores arrecadados de
Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), passam a ser subtraídos da Parcela
B. Os valores em questão foram computados juntamente com Outras Receitas (OR), o que justifica
a variação de 110,51% deste item, com impacto de -0,79% nas tarifas.
4. Análise Financeiros
75. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, contribuíram com o efeito de 0,37% na atual revisão da concessionária.
76. Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à (i) CONTAmédio9;
COVID, cujos montantes somados implicaram em impacto de -5,04% no efeito (ii) reversão
do risco hidrológico concedido no ano anterior com impacto de -2,87%.
77. Quanto aos valores positivos, os maiores impactos foram os referentes à
sobrecontratação, com impacto de 3,89%, e com relação a previsão do risco hidrológico, com 3,26%.
9 Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores recebidos pela EBO da CONTA-COVID até o mês de
dezembro de 2020 e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
78. Ainda, dentre os componentes financeiros apurados, aqueles relacionados aos itens
de custos cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias podem ser visualizados na tabela abaixo,
juntamente com a respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco
Hidrológico concedida no processo anterior. Ressaltamos que os valores positivos indicam despesas
e os negativos apontam receitas na Conta.
Tabela 18. Componentes financeiros relacionados a Bandeira Tarifária

| Descrição | Valor (mil R$) | Impacto |
| --- | --- | --- |
| CVA Energia - Efeito CCEAR-D | (3.169,52) | -1,21% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas | 4.611,01 | 1,75% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas | 4.296,06 | 1,63% |
| CVA ESS/EER (sem bandeiras) | (4.381,26) | -1,67% |
| Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras) | 12.990,13 | 4,94% |
| Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias | 14.346,43 | 5,46% |
| Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP) | (4.145,82) | -1,58% |
| Reversão da Previsão do Risco Hidrológico | (7.542,34) | -2,87% |
| Custo não coberto antecipadamente | 2.658,27 | 1,01% |

79. Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de
aproximadamente R$ 14,3 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias
(receita de R$ 4,1 milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo de 2020, da previsão dos riscos
hidrológicos, conforme metodologia descrita no Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita de R$ 7,5
milhões). Com a adoção das duas medidas, pode-se afirmar que, no período avaliado, houve déficit
da distribuidora relativo aos custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias (R$ 2,6 milhões), os quais
contribuíram com o efeito de 1,01% no presente processo tarifário. Frisa-se, portanto, que as
bandeiras tarifárias contribuíram com -1,58% de redução no efeito final.
80. Destaca-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de
apuração do Saldo da CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo
considerados neste processo tarifário.
III.F. Comparação entre a Proposta da Consulta Pública e o Resultado Final
81. A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos
consumidores entre a proposta da Consulta Pública e o resultado da revisão tarifária.
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
Tabela 19. Consulta Pública x Resultado Final

CP 65/2020 Final Variação CP Final Diferença
Receita Receita Receita Participação Participação de Efeito
Descrição
Requerida Requerida Requerida na Revisão na Revisão entre CP e

| (R$) | (R$) | Final/CP | % | % | Final |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 182.355.296 193.041.942 | 5,9% 7,08% | 8,74% | 1,7% |  |
| Encargos Setoriais | 24.202.808 | 31.156.407 | 28,7% 0,43% | 2,78% | 2,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 372.554 | 371.751 | -0,2% 0,00% | -0,01% | 0,0% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 11.439.727 | 12.905.260 | 12,8% 0,23% | 0,64% | 0,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 891.512 | - 0,00% | 0,34% | 0,3% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 3.628.710 | - 0,00% | 1,40% | 1,4% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 5.363.525 | 5.084.424 | -5,2% 0,10% | -0,08% | -0,2% |
| PROINFA | 4.443.792 | 5.615.144 | 26,4% 0,07% | 0,47% | 0,4% |
| P&D, Efic.Energ | 2.553.189 | 2.629.586 | 3,0% 0,03% | 0,03% | 0,0% |
| ONS | 30.021 | 30.021 | 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 36.100.130 | 36.143.227 | 0,1% 4,11% | 3,68% | -0,4% |
| Rede Básica | 15.653.762 | 15.653.762 | 0,0% 2,24% | 2,05% | -0,2% |
| Rede Básica Fronteira | 5.428.557 | 5.428.557 | 0,0% 0,60% | 0,54% | -0,1% |
| Conexão | 461.171 | 469.717 | 1,9% 0,06% | 0,06% | 0,0% |
| Uso do sistema de distribuição | 14.556.639 | 14.591.191 | 0,2% 1,21% | 1,03% | -0,2% |
| Custo de Aquisição de Energia | 122.052.358 125.742.308 | 3,0% 2,55% | 2,28% | -0,3% |  |
| PARCELA B | 87.058.829 | 88.433.715 | 1,6% 0,48% | -0,18% | -0,7% |
| Custos Operacionais | 54.711.145 | 56.014.122 | 2,4% 0,07% | -0,18% | -0,2% |
| Anuidades | 7.512.562 | 7.602.047 | 1,2% 0,27% | 0,20% | -0,1% |
| Remuneração | 19.372.566 | 19.471.789 | 0,5% 0,35% | 0,12% | -0,2% |
| Depreciação | 8.880.677 | 8.938.871 | 0,7% 0,56% | 0,46% | -0,1% |
| Receitas Irrecuperáveis | 372.425 | 317.885 | -14,6% 0,04% | 0,01% | 0,0% |
| Outras ReceitasOR, UD e ER + ajustes de incentivo | (3.790.545) | (3.910.999) | 3,2% -0,80% | -0,79% | 0,0% |
| Reposicionamento Tarifário | 269.414.125 281.475.657 | 4,48% 7,56% | 8,55% | 1,0% |  |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | (873.981) | 971.767 | -0,35% | 0,37% | 0,72% |
| CVA em processamento - Energia | 4.241.519 | 4.373.708 | 1,69% | 1,66% | -0,03% |
| CVA em processamento -Transporte | 3.858.941 | 3.879.769 | 1,54% | 1,48% | -0,06% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (8.811.264) | (7.040.202) | -3,52% | -2,68% | 0,84% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 245.321 | 107.879 | 0,10% | 0,04% | -0,06% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 1.021.354 | 300.282 | 0,41% | 0,11% | -0,29% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 3.693.077 | 10.228.559 | 1,47% | 3,89% | 2,42% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEA | 494.386 | 494.614 | 0,20% | 0,19% | -0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 8.501.409 | 8.581.648 | 3,39% | 3,26% | -0,13% |
| Ajuste CUSD | 1.044.214 | 1.039.627 | 0,42% | 0,40% | -0,02% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 34.880 | 34.906 | 0,01% | 0,01% | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (7.273.470) | (7.542.339) | -2,90% | -2,87% | 0,04% |
| Conselho de Consumidores | (217.301) | (228.945) | -0,09% | -0,09% | 0,00% |
| CONTA COVID | (7.707.047) (13.257.740) | -3,08% | -5,04% | -1,97% |  |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -3,76% | -3,71% | 0,05% |  |  |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 3,45% | 5,21% | 1,76% |  |  |

82. A alteração no reposicionamento tarifário entre a versão enviada para Consulta
Pública e essa versão final foi de 1,76%, de 3,45% para 5,21%.
83. Essa variação se deu, dentre outros itens, pela Parcela A (de 7,08% para 8,74%), em
especial pela inclusão do Encargo CDE COVID, que não estava previsto na proposta inicial e
contribuiu com 1,74% para esta variação, bem como pela definição de quotas de CDE Uso e PROINFA
para o ano de 2021.
84. Destaca-se também significativa alteração no mercado de referência, que na versão
inicial repetia o mês de setembro/2020 de outubro/20 a janeiro/21, com Receita Verificada de R$
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
250,5 milhões, e agora na versão final (repetindo apenas dezembro/20 para janeiro/21), com R$
259,3 milhões.
85. Já o efeito da Parcela B reduziu em decorrência da fiscalização da base de
remuneração e da atualização do mercado que impactaram os custos operacionais.
86. Os componentes financeiros também impactaram positivamente, uma vez que na
proposta inicial apresentavam o cálculo da empresa, e na versão final, reflete o valor devidamente
calculado pelas áreas técnicas, de -0,35% para 0,37%.
IV. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
87. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora
no período de competência de fevereiro/2021 a janeiro/2022, até o 10º dia útil do mês
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores
previstos e os realizados no período de fevereiro/20 a janeiro/2021.
Tabela 20. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

Tipo Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | (146.538,94) | 287.181,97 | 140.643,02 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 1.471,37 | 25.036,18 | 26.507,55 |
| Subsídio Rural | 7.334,00 | 114.658,88 | 121.992,88 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 4.252,40 | 57.396,48 | 61.648,88 |
| Total | (133.481,16) | 484.273,50 | 350.792,34 |

V. DO FUNDAMENTO LEGAL
88. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas:
3o no

a) art. da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei
no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de
fevereiro de 1995, em especial ao inciso V;
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
no
e) art. 25 da Lei 9.074, de 7 de julho de 1995;
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – PRODIST;
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no CC 08/2000.
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VI. CONCLUSÃO
89. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº CC 08/2000, no que
consta do Processo nº 48500.004623/2020-07 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da EBO, a vigorar a
partir de 04 de fevereiro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 4,06%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão;
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético
– CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à
EBO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) pela fixação dos componentes T e Pd do Fator X em 0,99% e 0,32%, respectivamente;
e
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2021,
2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo:

2021 2022 2023 2024
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 5,1814% 5,1814% 5,1814% 5,1814%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 1,6949% 1,6949% 1,6949% 1,6949%
ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Especialista em Regulação Analista Administrativo
OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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ANEXO I
METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
1. Apresentar uma síntese da metodologia de revisão tarifária das concessionárias de
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão)
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à
prorrogação de sua vigência).
2. A metodologia aplicada ao cálculo desta Revisão Tarifária Periódica – RTP está
descrita nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET10 , os quais têm caráter normativo e
consolidam a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem
ao fiel cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e
na legislação setorial vigente.
3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao processo de RTP de concessionárias de
distribuição com as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:

Submódulo Tema Versão Vigência
Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

| 2.1 | Procedimentos Gerais | 2.3 | 18/03/2020 |
| --- | --- | --- | --- |
| 2.2 | Custos Operacionais | 2.2 | 13/03/2018 |
| 2.3 | Base de Remuneração Regulatória | 2.0 | 23/11/2015 |
| 2.4 | Custo de Capital | 4.1 | 20/04/2020 |
| 2.5 | Fator X | 3.0 | 19/03/2020 |
| 2.6 | Perdas de Energia | 2.0 | 06/05/2015 |
| 2.7 | Outras Receitas | 2.2 | 05/07/2018 |
| 2.8 | Geração Própria de Energia | 1.1 | 24/12/2014 |

Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

3.2 Custos de Aquisição de Energia 1.1 26/01/2018
3.3 Custos de Transmissão 1.0 17/03/2014
3.4 Encargos Setoriais 1.0 17/03/2014
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

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

Módulo 5. Encargos setoriais

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

Módulo 6 – Demais Procedimentos

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

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

10.1 Revisões tarifárias de Distribuidoras 1.2 15/07/2013
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a
Receita Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos
12 (doze) meses imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.
5. A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração
adequada dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição
de energia elétrica. O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos
relacionados às atividades de geração e transmissão e aos encargos setoriais.
6. A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem
alteradas as tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O
resultado da razão entre essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em
média.
7. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte
fórmula:
𝐑𝐑
𝑹𝑻= ( 𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎 (1)
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);
RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.
8. A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela
A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso
dos sistemas de transmissão, encargos setoriais e as receitas irrecuperáveis. Em geral, a
distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e em razão disso estes valores
são repassados para os clientes da empresa.
9. A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a
prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição,
que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e,
por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.
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10. Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte
forma:
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩 (2)
onde:
RR: Receita requerida;
VPA: Valor da Parcela A; e
VPB: Valor da Parcela B.
11. No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita
da concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos
necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com
gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços.
12. Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa
de retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No
cálculo dos custos de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa
a recomposição dos investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo
da vida útil dos bens e direitos.
13. Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de
forma a assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente
para o pagamento do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o
Lucro Líquido – CSLL.
14. No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a
atualização dos valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da
vigência das tarifas estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do
utilizado como referência para o cálculo da revisão.
15. Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação
dos mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão
tarifária. Por fim, são descontadas as Outras Receitas e as receitas de Ultrapassagem de Demanda
e Excedente Reativo, que são revertidas em parte para a modicidade tarifária.
16. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao
nível de preços.
(𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸)

𝑽𝑷𝑩= −𝑶𝑹−𝑼𝑫−𝑬𝑹 (3)
onde:
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos;
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado;
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;
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𝑂𝑅: Outras Receitas;
𝑈𝐷: Receita obtida com Ultrapassagem de Demanda; e
𝐸𝑅: Receita obtida com Excedente Reativo.
17. Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é composto
pelos Custos Operacionais, definidos pela metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 2.2 do
PRORET.
18. Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes
abaixo:
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 (4)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
19. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺 (5)
onde:
VPA: Valor de Parcela A;
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.
20. Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é
semelhante ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos
componentes de Parcela A estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
III. PROCESSAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
A. Definição do Período de Referência
21. O período de referência para revisão tarifária corresponde ao ciclo de doze meses,
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de revisão.
B. Cômputo da Receita Anual
22. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.
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C. Cômputo da Parcela A
23. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais;
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e (iii) Custo de aquisição
de energia elétrica e geração própria.
24. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 2.2, 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
1. Encargos Setoriais
25. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos
processos tarifários são:
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
26. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783,
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade:
i)
o desenvolvimento energético dos Estados;
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;
iii)
garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
v)
prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária,
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
vii)
prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas
das concessionárias de distribuição.
27. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo
tarifário incorpora os seguintes valores:
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i)
quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual,
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350,
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da
CDE Conta-Covid.
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
28. Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET.
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
29. Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº.
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do
PRORET.
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
30. Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET.
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER
31. Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008,
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento
de energia elétrica ao SIN.
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)
32. Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos
percentuais de P&D e PEE.
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição
33. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
a. Custo de Rede Básica
34. Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras,
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de
forma proporcional às suas quotas-partes.
35. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora,
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto
que as tarifas são obtidas da Resolução Homologatória que homologa as TUSTs – Tarifas de Uso do
Sistema de Transmissão.
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36. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos
da Resolução Homologatória específica publicada anualmente, além de considerar as informações
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
b. Custo de Conexão
37. Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
38. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.
39. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de
serviço, sem efeitos retroativos.
40. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considerase adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de
aniversário da concessionária de distribuição.
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional
41. Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição
42. Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras
Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as
partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de
demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
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3. Compra de Energia
43. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
44. A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia
"deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
45. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº
4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos
de compra de energia vigentes na data da revisão.
46. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas
a seguir:
i)
Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme
dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por
agentes de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e contratos firmados entre
concessionária com mercado inferior a 700 GWh/ano e seu agente supridor;
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos
empreendimentos e de fontes alternativas;
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n°
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas;
iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras
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Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto
no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;
vi)
Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
vii)
Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
Potência, realizado em 25/11/2015;
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074,
de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;

ix) Suprimento: refere-se à energia comercializada entre
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é
estabelecida pela ANEEL;
x) Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de
empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do
comprador, exceto: hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas,
inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não
existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo
como combustível).
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
47. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não
técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o
atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.
48. As perdas podem ser segmentadas entre perdas na Rede Básica, que são externas ao
sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as perdas na
distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica.
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49. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado.
b. Perdas Técnicas
50. As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao
processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária,
são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de distribuição da
concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, tipo
de transformadores.
51. As perdas técnicas são calculadas segregando as redes de distribuição em alta, média
e baixa tensão, além das subestações, transformadores de distribuição, ramais de ligação e
medidores. O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia
empregada para o cálculo das perdas técnicas.
c. Perdas Não-Técnicas
52. As perdas não técnicas representam as perdas associadas à furtos de energia, erros
de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição. Estas são obtidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas.
53. O referencial regulatório para as perdas não técnicas é redefinido a cada revisão
tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor
de perdas não técnicas a cada reajuste tarifário subsequente, ou na forma de uma meta fixa, em
que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo
tarifário.
54. O Submódulo 2.6 do PRORET detalha a metodologia empregada para o cálculo das
perdas não técnicas. A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão
com certo grau de semelhança. Essa comparação se dá, essencialmente, a partir da construção de
um ranking de complexidade no combate às perdas não técnicas, que busca mensurar de forma
objetiva o nível de dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as
fraudes e os furtos de energia em sua área de concessão.
55. A partir da formulação do ranking é possível afirmar quais distribuidoras que atuam
em áreas mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não
técnicas, sejam referências de eficiência, e possam, portanto, ser utilizadas para se definir
trajetórias de redução de perdas não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que, além da análise
de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado
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da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021.
da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não
técnicas tiverem crescido.
56. O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido,
regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos
4 anos civis alcançada pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no
Submódulo 2.6 do PRORET, se for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o
desempenho de distribuidoras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do
combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. Caso a concessionária em
processo de revisão possua patamares reais de perdas não técnicas superiores aos considerados
adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das empresas benchmarks passa a ser
referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade potencial de redução.
d. Valoração da Compra de Energia
57. O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais,
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
58. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº
10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004.
59. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits11 considerando o período de
referência em questão.
60. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos
Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com
Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.
61. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.
11
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida,
ambos relativos ao período de referência.
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D. Cômputo da Parcela B
1. Custos Operacionais
62. A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Submódulo 2.2 do
PRORET, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente
dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.
63. A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras
levando-se em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é
estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
64. No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado,
perdas não técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.
65. Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking,
parte da diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada
para fins de cálculo do Componente T do Fator X.
66. Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite
superior do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator
T são calculados de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo
até alcançar o limite superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do
intervalo, o valor de custos operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma
criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim,
se os valores estiverem contidos no intervalo de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão
corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a zero.
67. Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior
é compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação
anual de 5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir:
√𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑵
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧( | −𝟏| ; 𝟓%)
𝑪𝑶𝑨𝒕
(7)
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 = 𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵
onde:
∆𝐶𝑂:
trajetória dos custos operacionais regulatórios;
5%: variação máxima admissível;
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𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 : meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;
68. Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a
aplicação da metodologia, conforme descrita nos passos anteriores, resultar em uma meta de custo
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado
em 50% com o consumidor.
69. Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a
levar em consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir:
𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
′
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 = (8)
𝟐
onde:
′
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 : meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜:
média dos custos operacionais reais.
2. Custo Anual dos Ativos (CAA)
a. Base de Remuneração Regulatória (BRR)
70. Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração
Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória.
71. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes
itens:
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado,
conforme caso específico), considerando os seguintes grupos de contas de ativos:
i) Terrenos – Distribuição, Geração;
ii) Reservatórios, barragens e adutoras;
iii) Edificações, obras civis e benfeitorias – Distribuição, Geração; e
iv) Máquinas e equipamentos – Distribuição, Geração.
II – Intangível, considerando a conta de Servidões;
III – Almoxarifado de operação; e
IV – Obrigações especiais.
72. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos
seguintes grupos de contas do AIS e Intangível:
I – Intangível – Software, Outros;
II – Terrenos – Administração;
III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;
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V – Veículos; e
VI – Móveis e utensílios.
73. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço
público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser
observadas as seguintes diretrizes:
i)
A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP)
deve ser "blindada". Entende - se como base blindada os valores aprovados por laudo de
avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e
as respectivas atualizações;
ii)
As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde
que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão
tarifária;
iii) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da
base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as
datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b);
iv)
Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês
anterior ao mês da atual revisão tarifária;
v) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a database do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.
74. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia
elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente
utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de
remuneração aqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.
75. Também é deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo
devedor de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do
laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados
provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da
empresa ao custo de capital regulatório (WACC).
76. O saldo dos investimentos realizados, a partir de financiamento com recursos da RGR,
é remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário
contempla atualização monetária da Parcela B, assim como os investimentos realizados durante o
ciclo tarifário são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração
regulatória.
77. Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) são remunerados
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 2,28% a.a., e os recursos da RGR não
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destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros
disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de 2,28% a.a. em termos reais.
b. Remuneração do Capital (RC)
78. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória
e do custo de capital, conforme formulação a seguir:
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬 (9)
onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida;
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR;
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real antes dos Impostos;
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais.
79. Para o cálculo da taxa de retorno, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a
renda, sendo expresso pela seguinte fórmula:
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒅 (10)
onde:
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais;
rp: custo do capital próprio real depois de impostos;
rd: custo da dívida real depois de impostos;
P: capital próprio;
D: capital de terceiros ou dívida;
V: soma do capital próprio e de terceiros;
80. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.
81. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do
levantamento de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos
anos de 2011, 2012 e 2013, resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V)
de 42,18%.
82. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno
CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de
ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte
equação:
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𝒓𝑷= 𝒓𝒇+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒓𝑩 (11)
onde:
rP: custo de capital próprio;
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
: beta do setor regulado;
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e
rB: prêmio de risco país.
83. Para o custo de capital de terceiros, adota-se uma abordagem similar à do capital
próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos
para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de
terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:
𝒓𝒅= 𝒓𝒇+ 𝒓𝑪+ 𝒓𝑩 (12)
onde:
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
rc: prêmio de risco de crédito; e
rB: prêmio de risco país.
84. A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma
concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Tabela II.1. Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC
Custo de Capital
Proporção de Capital Próprio (P) 57,82%
Proporção de Capital de Terceiros (D) 42,18%
Remuneração do título público brasileiro (rNTN-b) 5,83%
Beta médio alavancado () 0,4480
Prêmio de risco do mercado EUA (rm - rf) 6,46%
Prêmio de risco da atividade (rA) 0,51%
Prêmio de risco do negócio e financeiro () 3,40%
Custo de capital próprio 9,23%
Debêntures (rDeb) 6,73%
Custo de emissão (ceDeb) 0,37%
Impostos 34%
Custo de dívida real 7,10%
Custo Médio Ponderado
WACC real antes de impostos* 11,08%
WACC real depois de impostos 7,32%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
85. Para aplicação tarifária, considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos
impostos do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às
tarifas dos consumidores como se segue abaixo:
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(𝑷𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒅
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é = (13)
𝟏−𝑻
86. Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas
finais inferiores ao valor de 34%, serão consideradas as seguintes alíquotas:
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as
alíquota de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero);
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na
área de concessão sujeita ao benefício fiscal;
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as
alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%;
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%.
87. Para aplicação tarifária, considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:
Tabela II.2 – WACC antes de Impostos
Alíquota de Taxa
WACC
IRPJ e CSLL (rwacc-pré)

| WACC real antes dos impostosa | Isento | 8,33% |
| --- | --- | --- |
| WACC real antes dos impostosb | 15,25% | 9,29% |
| WACC real antes dos impostosc | 24% | 10,11% |
| WACC real antes dos impostosd | 34% | 11,08% |

a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda;
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM;
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e
d) todas as demais.
88. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais - RCOE – é calculado conforme equação abaixo.
𝒓𝒑−𝒓𝒇 𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑹𝑪𝑶𝑬 = 𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷× 𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃
(14)
onde:
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais;
𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal);
𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal);
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total;
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos; e
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta.
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c. Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
89. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.
90. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a
seguir:
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹
(15)
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
: Taxa média de depreciação das instalações.
91. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as
taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial
do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de
2009.
d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI)
92. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades,
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware,
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
93. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados
no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são
determinados como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir:
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕 (16)
onde:
𝐵𝐴𝑅:
Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos
não elétricos (instalações móveis e imóveis);
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão;
𝐼𝑃𝐶𝐴1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e
𝐼𝑃𝐶𝐴0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011.
94. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é
necessário segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:
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Tabela II.3 – Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 45%
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 12%
Sistemas (BARI) 43%
95. Uma vez segregadas, as Anuidades são dadas por:
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰 (17)
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades);
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.
96. As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre
50% do investimento.
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[ 𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+ 𝟏 ]
(18)
𝟐
onde:
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática;
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos
considerados para infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I:
Sistemas de informática; e
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade
de Cadastro) "Edificação – outras" e 15% referente ao TUC "Equipamento Geral" / V:
referente ao TUC "Veículos" / I:referente ao TUC "Equipamento Geral de Informática".
3. Receitas Irrecuperáveis
97. Conforme estabelecido no Submódulo 3.1 do PRORET, o cálculo das Receitas
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos
12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por
classe de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da
distribuidora, conforme fórmula abaixo:
𝑹𝑹 +𝑭𝒊𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆𝒊𝒓𝒐𝒔+𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔

𝑽𝑹𝑰= × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄) } (6)
𝑪
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
onde:
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
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𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI;
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no
PRORET submódulo 4;
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses;
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual
pertence à empresa.
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à
Melhoria da Qualidade
31.
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e ao Custo Anual dos
Ativos – CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.
a. Índice de Ajuste de Mercado (Pm)
32. O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado,
considera os ganhos potenciais de produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de
referência), e o período em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze
meses posteriores à revisão.
33. O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária
periódica de cada concessionária, como ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da
produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual e a revisão tarifária anterior. O
cálculo do Pm utiliza a mesma fórmula do componente Pd do Fatox X descrita no item 5 deste Anexo.
b. Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade
98. O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade
técnico e comercial da distribuidora.
99. Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma
metodologia de cálculo do Componente Q do Fator X descrita no item 5 deste Anexo.
5. Outras Receitas (OR)
100. Conforme Submódulo 2.7 do PRORET, as outras receitas podem ser classificadas em
duas categorias, conforme sua natureza: em "receitas inerentes ao serviço de distribuição de
energia elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis e "receitas de atividades acessórias",
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida
por conta e risco das concessionárias.
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101. As atividades acessórias subdividem-se em 2 subgrupos:
i) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade
regulada, prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como:
arrecadação de convênios ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de
faturas de terceiros por meio de estrutura própria de arrecadação; veiculação de
propaganda ou publicidade em fatura de energia elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou
cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; compartilhamento de infraestrutura; serviços
de avaliação técnica e de aferição de medidores em laboratório próprio; e operacionalização
de serviço de créditos tributários.
ii)
Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como
atividade não regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de
distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por
terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da
concorrência. São elas: elaboração de projeto, construção, expansão, operação,
manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à
regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de
múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos
sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) instalações elétricas
internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de entrada de
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia
elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e
(9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica
e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa
e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de
comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades acessórias
previstas.
102. O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será
de 60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins
de estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos
consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica.
103. Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias
complementares também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens:
a) (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de
iluminação pública, b) eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração
qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de
Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de comunicação de dados, os quais o
percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta.
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D. FATOR X
104. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e
despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo
tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é
corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste
tarifário anual.
105. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária
periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível
de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além
de promover uma transição dos custos operacionais eficientes.
106. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme
a formulação a seguir:
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻 (19)
onde:
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
𝑄 = Qualidade do serviço; e
operacionais.
𝑇 = Trajetória de custos
107. Os componentes T e Pd são definidos "ex-ante", ou seja, no momento da revisão
tarifária. O componente Q será especificado "ex-post", ou seja, em cada reajuste tarifário posterior
à atual revisão tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida.
1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd
108. O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das
distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da mediana
da produtividade do segmento de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado de
cada distribuidora em relação ao crescimento médio do mercado faturado de todas as
distribuidoras, conforme equação a seguir:
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅)
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟑𝟏𝟕× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊)𝑻−𝟔;𝑻−𝟏−∆𝑴𝑾𝒉 (20)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição entre 2013 e 2018 , calculada por
mediana das variações anuais, equivalente a 0,663% a.a;
∆MWh(i)T-6;T-1: Variação de mercado, em MWh, da concessionária i, para os seis anos que
antecedem a revisão tarifária em processamento;
∆𝑀𝑊ℎ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅:
Variação média de mercado, em MWh das distribuidoras, equivalente a 1,521% a.a.;
e
T: Ano da revisão tarifária em processamento.
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2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T
109. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição
dos custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como
o cálculo do Componente T, é descrita na seção III.4.1 deste anexo.
3. Componente de Qualidade do Serviço – Q
110. O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade
do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo
com o comportamento de indicadores de qualidade.
111. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, são considerados indicadores
dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a
variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
112. As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme
equação abaixo:
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+ 𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥 (21)
113. A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC,
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela
16 a seguir12:
12
Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo
sabendo-se que a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade.
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Tabela II.4. Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos
Padrões
Sigla Distribuidoras

Indicador Definição Estabelecidos para Regulamentação
Indicador Avaliadas
Atendimento
Comerciais
Frequência equivalente de Valor máximo
Frequência Equivalente

FER reclamações a cada mil unidades definido para cada Todas REN nº 574/2012
de Reclamação
consumidoras Distribuidora
Índice ANEEL de Resultado de pesquisa de avaliação

IASC Satisfação do do grau de satisfação do consumidor Valor mínimo de 70 Todas
Consumidor residencial com os serviços prestados

Indicador de Nível de Relação das chamadas atendidas Aquelas com
Valor maior ou igual Art. 188 da REN

INS Serviço do Atendimento pelas chamadas recebidas menos mais de 60 mil
a 85% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Abandono Relação das chamadas Aquelas com
Valor menor ou igual Art. 188 da REN

IAb do Atendimento abandonadas sobre recebidas menos mais de 60 mil
a 4% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Chamadas Valor menor ou igual Aquelas com
Relação das chamadas ocupadas Art. 188 da REN

ICO Ocupadas do a: 4% até 2014; 2% a mais de 60 mil
sobre oferecidas nº 414/2010

Atendimento Telefônico partir de 2015 unidades
Técnicos
Duração Equivalente de Valor máximo
Tempo que uma UC ficou sem Módulo 8 do

DEC Interrupção por Unidade definido para cada Todas
energia elétrica para certo período PRODIST
Consumidora Distribuidora
Freqüencia Equivalente Número de vezes que uma UC ficou Valor máximo
Módulo 8 do

FEC de Interrupção por sem energia elétrica para certo definido para cada Todas
PRODIST

Unidade Consumidora período Distribuidora
114. O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para
obtenção de cada parcela da qualidade.
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico
115. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigação legais e
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramse nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET13.
116. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste ou
revisão tarifária anual são:
13
Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

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1. Neutralidade dos Encargos Setoriais
117. Esse financeiro é resultante do aditivo ao Contrato de Concessão, firmado em 2010,
que alterou a forma de cálculo dos processos tarifários ordinários para assegurar a neutralidade dos
Encargos Setoriais.
118. Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e
os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, atualizadas pela taxa SELIC.
119. A metodologia de cálculo da Neutralidade dos Encargos Setoriais consta do
Submódulo 4.4 do PRORET.
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
120. Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária anual
são atualizados pela Selic14.
• Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais
das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos
de Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional.
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a
fiscalização, foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de
pagamento associados ao cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos
contratos de compra de energia.
•
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos
no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.
14 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002,
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à
data do reajuste.
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121. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n°
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de
juros SELIC verificada.
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia
122. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET15, aprovado
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
5. Demais Componentes Financeiros
123. Serão considerados como Demais Componentes Financeiros (DCF) os seguintes itens:
(i) Garantias financeiras de CCEARs; (ii) Penalidade por descumprimento da meta de
Universalização; (iii) Compensação por violação de imites de continuidade; (iv) Neutralidade dos
encargos setoriais; (v) Descasamento da TUSD Geração; (vi) Descasamento da TUSD Distribuição;
(vii) Descasamento das tarifas de permissionárias; (viii) Recálculo de processo tarifário anterior; (ix)
Suprimento fora da faixa de tolerância; e (x) Acordo Bilateral de CCEAR; e (xi) Previsão de Risco
Hidrológico. A metodologia de cálculo para cada um deles estão elencados no Submódulo 4.4 do
PRORET16
e devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
124. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
125. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras
são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual
foi criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
126. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária
vigente.
127. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET,
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta
15
16
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Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e
do cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
128. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes
sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
e aquicultura em horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com
mercado próprio inferior a 700 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural;
e serviço público de irrigação.
129. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos
subsídios a serem repassados, a SGT deve utilizar o mercado considerado no período de referência
deste processo tarifário.
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Anexo 2 – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do
PRORET17. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no
cálculo do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 0,46% e
está detalhado no gráfico a seguir:
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
17 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3.
Pela aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já
pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.
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4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,58% de redução no
reajuste das tarifas.
5. A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram
significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.
ESS/EER
6. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação
de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE
7. Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no
processo tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão
apresentados nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3.
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R$1
Milhões
R$1
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0

ESS Alívio Retroativo ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO Cobertura
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS
R$1
Milhões
R$1
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
8. Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor
de R$ -2.648.738,08, o que representou uma redução no impacto da CVA de 1,01%.
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Compra de Energia
9. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de
compra de energia da distribuidora.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
10. O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a
área em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração.
250 - Milhões

194 194 194 194 194 194 194 194 194 (2)
200 192 192 192 194 191
178 179 179

176 177 177 173 171 176 175
169
(4)
150
123
(6)
100
(8)
50
(10)
0 (12)
nov-19 dez-19 jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
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11. A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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12. O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3,
e a cobertura tarifária econômica concedida.
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0

Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
13. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 1,66% pode ser segregado para
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão
detalhados no gráfico a seguir a seguir.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
14. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da
CVA.
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Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
15. Assim, do efeito da CVA Energia de 1,66%, destaca-se 0,87% de efeito de Risco
Hidrológico e CCEAR-D.
Glosa de Energia
16. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma
carga real inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de
energia.
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Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
17. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
seguintes resultados:
•
O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora
entre 01/11/2019 e 01/10/2020, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em
R$ 2.991.485,94 a preços de fevereiro/2021.
•
Para o ano civil de 2019: Sobrecontratação de energia de 26.647,55 MWh, que representa
4,31% do Mercado Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório
definido no Decreto nº 5.163/2004, não há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do
resultado do mercado de curto prazo.
•
Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação
do ano civil de 2018 e 2019.
•
O Despacho nº 2.508/2020 homologou os valores da exposição e sobrecontratação
involuntária para os anos de 2016 e 2017. Desta forma, os limites de repasse puderam ser
aplicados, não houve ajuste para a EBO.
•
Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado
financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ 12.039,78.
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•
Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das
recontabilizações, é de R$ 10.228.559,3, já atualizado para preços de fevereiro/2021, com
impacto de 3,89% no reajuste das tarifas.
18. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
60
50
40
GWh 30
20
10
0
dez-19 jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
19. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro
no mercado de curto prazo18 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
18 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com
base na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço
e tarifa média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço
Médio dos contratos (Pmix).
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1 350
MILHÕES
1 R$/MWH
300
1
R$ 250
1
1
200
0 R$ 0,8
R$ 0,7 R$ 0,7
0 150
0 R$ 0,4 100
R$ 0,3
0 R$ 0,3
R$ 0,1 50
0 R$ 0,0 -R$ 0,0 R$ 0,0 -R$ 0,0
0 0
dez/19 jan/20 fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Conta Bandeira
20. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e "ESS" da Conta
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação.
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Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão
de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira
Itens Impacto
I - Impacto na CVA* 0,87%
Risco Hidrológico de CCGF 1,04%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas 1,23%
Risco Hidrológico de Itaipu 0,00%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) -1,40%
II - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico -2,87%
Risco Hidrológico de CCGF -1,39%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas -1,48%
Risco Hidrológico de Itaipu 0,00%
III - Receitas de MCP e ESS 3,01%
Resultado MCP R$10.228.559,30
Diferença de Preços entre Submercados** R$2.067.115,52
ESS + CONER -R$4.381.259,01
IV - Custo não coberto pelas bandeiras e previsão (I + II + III) 1,01%
Risco Hidrológico de CCGF 0,18%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas 0,12%
Risco Hidrológico de Itaipu 0,00%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) 0,71%
* Já descontada as receitas da Conta Bandeira
** Valor considerado em conjunto com o MCP na apuração da Conta Bandeira
21. Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas foi de 1,01%.
22. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual,
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e
1,81%19.
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de
19
A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas.
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Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
23. Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação,
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o
limite de sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de novembro de 2019 a
novembro de 2020, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 4,00%.
DOCUMENTO Superintendência ASSINADO DIGITALMENTE de Gestão POR: Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004623/2020-07.
FRANCISCO DE MATTOS FAE, ANA LUCIA DE ANDRADE PASSOS, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, DAVI ANTUNES LIMA