REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2836/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Enel Distribuição Rio - Enel RJ.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-03-12
Autor: ANEEL

Nota Técnica N° 30/2021-SGT/ANEEL
Em 04 de março de 2021.
MINUTA
Processo: 48500.005027/2020-36
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes à ENEL RJ Distribuição RJ – ENEL RJ e demais
autorizada.
providências pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de
2021.
não
Divulgação
I -
DO OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL RJ
aprovação.
Distribuição RJ – ENEL RJ, a vigorar a partir de 15 de março de 2021, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sexta do
à Contrato de Concessão de Distribuição 005/1996 e seus termos aditivos e de acordo com a metodologia
sujeita
de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual é sintetizada no Anexo I
documento desta Nota Técnica.
de II - DOS FATOS
preliminar
2. A ENEL RJ, sediada na cidade do Rio de Janeiro/RJ, atende aproximadamente 2,7 milhões
Versão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento
anual na ordem de R$ 5,6 bilhões.
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 48581.000344/2021-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

Residencial 2.529.613 488.468 47,5%
MINUTA

| Industrial | 3.858 | 261.500 | 25,5% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Comercial | 131.329 | 121.027 | 11,8% |  |
| Rural | 63.197 | 15.099 | 1,5% |  |
| Iluminação Pública | 1.875 | 47.203 | 4,6% |  |
| Poder Público | 12.982 | 25.858 | 2,5% |  |
| autorizada. | Serviço Público | 2.817 | 20.536 | 2,0% |
| Demais classes | 303 | 47.733 | 4,6% |  |
| Total | 2.745.974 | 1.027.423 | 100% |  |

não
Fonte: SAMP – competência janeiro/21.
Divulgação
3. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.666, de 10/03/2020, o reajuste tarifário
Anual da ENEL RJ representou, em média, uma variação das tarifas homologadas anteriormente de 2,71%.
aprovação.
4.
Em 14/09/2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de reajuste tarifário
da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e a Superintendência
à
sujeita de Regulação de Mercado – SRM2.
documento 5.
Em 03/02/2021, a SGT realizou reunião com os representantes da ENEL RJ, prestando os
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos
a serem observados para entrega de informações e documentos.
de
preliminar
6. O Memorando nº 022/2021-SRM/ANEEL 3 , de 18/02/2021, informou os respectivos
montantes e preços de repasse do contrato bilateral de compra e venda de energia que a concessionária
Versão
possui com Enertrade.
7. Em 22/02/2021, a SGT recebeu o Memorando nº 035/2020-SFF/ANEEL4, com os valores
das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, além das
informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras relativas
à ENEL RJ, bem como de ajustes de competências complementares em CVA anteriores e que não foram,
à época, consideradas nos respectivos processos tarifários.
1 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00).
2 Memorando nº 311/2019-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).
3 Documento SIC nº 48580.000085/2021-00.
4
Documento SIC nº 48536.000777/2021-00.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 3 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
8. Em 02/03/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência
de Administração e Finanças - SAF, a ENEL RJ encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais,
o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de
04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
MINUTA
III - DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
9.
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL RJ conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 6,02%, sendo de 10,38%, em média, para os consumidores conectados
autorizada. na Alta Tensão e de 4,63%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 2: Efeito médio
não
Grupo de Consumo Variação Tarifária
Divulgação
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,38%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,63%
Efeito Médio AT+BT 6,02%
aprovação.
10.
O efeito médio de 6,02% decorre:
à
sujeita (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no
contrato de concessão, para a formação da Receita Requerida;
documento
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes; e
de
preliminar
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que
vigoraram até a data do reajuste em processamento.
Versão
11.
Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor
depende do grupo e modalidade tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos
pelos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo
variações.
12. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 15,15%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 1,71%, conforme
tabela seguinte:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 4 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 4.592.377.741 | 22,9% | 15,15% | 69,7% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| MINUTA Encargos Setoriais | 1.085.944.643 | 34,4% | 4,93% | 16,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8.856.908 | 6,2% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 552.212.141 | -0,8% | -0,08% | 8,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 92.784.066 | 0,0% | 1,64% | 1,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 179.629.384 | 3,18% | 2,7% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 105.571.947 | -8,0% | -0,16% | 1,6% |
| PROINFA | 92.409.932 | 24,0% | 0,32% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 54.480.266 | 2,0% | 0,02% | 0,8% |

autorizada.

| Custos de Transmissão | 877.132.926 | 57,1% | 5,65% | 13,3% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Rede Básica | 432.522.486 | 86,9% | 3,56% | 6,6% |  |
| Rede Básica Fronteira | 74.219.012 | 34,2% | 0,33% | 1,1% |  |
| não | Rede Básica ONS (A2) | 1.268.358 | 30,7% | 0,01% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 46.991.567 | 47,3% | 0,27% | 0,7% |  |

Divulgação

| Transporte de Itaipu | 63.596.137 | 29,8% | 0,26% | 1,0% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Conexão | 48.434.096 | 50,2% | 0,29% | 0,7% |  |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 210.101.271 | 33,5% | 0,94% | 3,2% |  |
| aprovação. | Custos de Aquisição de Energia | 2.561.049.779 | 10,9% | 4,47% | 38,8% |
| Receitas Irrecuperáveis | 68.250.392 | 9% | 0,10% | 1,0% |  |
| PARCELA B | 2.000.748.832 | 5,1% | 1,71% | 30,3% |  |
| IRT | 6.593.126.573 | 16,9% | 16,86% | 100% |  |

à
sujeita

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (242.887.371) -4,30%
CVA em processamento - Energia 385.984.520 6,84%
documento

| CVA em processamento -Transporte | 123.978.817 | 2,20% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (42.369.065) | -0,75% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.702.996 | 0,14% |  |
| de | Neutralidade de Parcela A- Energia | 5.824.825 | 0,10% |

preliminar

| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 73.073.200 | 1,30% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 39.941.868 | 0,71% |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 2.369.665 | 0,04% |  |
| Versão | Garantias financeiras na contratação regulada de energia | 21.045.418 | 0,37% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.467.239 | 0,03% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | 158.170.597 | 2,80% |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (30.642) | 0,00% |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (12.074) | 0,00% |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (53.047) | 0,00% |  |
| Ressarcimento de P&D | (213.744.431) | -3,79% |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transpor | (274.716.168) | -4,87% |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos | (110.718.885) | -1,96% |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anter | 14.042.362 | 0,25% |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (180.220.748) | -3,19% |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (63.222.990) | -1,12% |  |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (97.780.943) | -1,73% |  |
| Reversão Conta Covid - Diferimento | - 93.619.885,30 | -1,66% |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -6,53%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,02%
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Fls. 5 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
13. O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
Custo de Encargos
MINUTA
Setoriais
Transporte Receitas
13,3% 16,5%
Irrecuperáveis
1,0%
autorizada.
Custo de
Custo de
Energia
não Distribuição
38,8%
30,3%
Divulgação
Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
14.
Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
aprovação.
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,9% para o ICMS e
5,8% para o PIS e COFINS (total de 29,7% por dentro), o que equivale a uma majoração de 42,2% por fora
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
à
sujeita

documento Encargos Receitas
Custo de Setoriais Irrecuperáveis

Transmissão 11,6% 0,7%
9,4%
de
preliminar
Tributos;
ICMS
29,7%
Versão 23,9%
Custo de
Energia
27,3%
PIS/COFINS
5,8%
Custo de
Distribuição 21,3%
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
15.
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da área de concessão da ENEL RJ nos últimos dez anos, 67,31%, comparada com a variação do IGP-M
(107,34%) e IPCA (63,19%) no mesmo período.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA 714,43
682,07 683,67
MINUTA 668,22
622,61
541,95
525,23
506,92 507,61 512,39
427,01
391,91 389,31
350,15
autorizada.
não
Divulgação
Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste

aprovação. 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2021
Gráfico 3: Evolução da tarifa Residencial B1 (2012-2021)
à
sujeita
IV - DA ANÁLISE
documento
IV.1. Metodologia Aplicada
de
16.
preliminar Conforme detalhado no Anexo I.
Versão
IV.2. Período de Referência
17.
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ENEL RJ é de março/2020 a
fevereiro/2021.
IV.3. Receita Anual
18.
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
representando um faturamento anual de 5.642.048.768, conforme demonstrado na Tabela a seguir.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela 4: Mercado no Período de Referência

Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 8.025.552 4.860.993.529
A2 (88 a 138 kV) 22.088 8.282.193
MINUTA

| A3 (69 kV) | 72.374 | 34.850.481 |
| --- | --- | --- |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 2.219 | 1.555.448 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 1.194.756 | 675.304.080 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 6.734.115 | 4.141.001.328 |
| Suprimento | 394.129 | 145.300.603 |

autorizada. Livres A1 - 10

Demais Livres 2.698.792 603.571.883
Distribuição 30.567 5.972.904
não
Geração - 26.209.838
Divulgação

Total 11.149.040 5.642.048.768
IV.4. PARCELA A
aprovação.
IV.4.1. Encargos Setoriais
à

sujeita 19. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo:
documento
Tabela 5: Encargos Setoriais
de Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal

preliminar (R$) (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8.342.777 8.856.908 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 556.782.365 824.625.591 NT 238/2020 - CP valor provisório
Versão

| CDE Conta Covid | - | 272.413.450 | Despacho 181/2021 |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 114.788.039 | 105.571.947 | Desp 3.690/2020 |
| PROINFA | 74.544.777 | 92.409.932 | ReH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 53.411.632 | 54.480.266 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 807.869.590 | 1.358.358.093 |  |

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Fls. 8 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
20. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 4,93%. Nesse ponto,
destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de componente nova do Encargo CDE,
aqui denominado CDE - CONTA COVID, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid,
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira
MINUTA
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, decorrentes da parcela de CDE
Conta Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid alocada na TUSD são, respectivamente, de
3,18% e 1,64%
IV.4.2. Transmissão
autorizada.
21. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo:
não
Divulgação Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)

aprovação. Rede Básica 231.411.276 432.522.486
Rede Básica Fronteira 55.319.098 74.219.012
Rede Básica ONS (A2) 970.159 1.268.358
à

sujeita MUST Itaipu 31.905.000 46.991.567
Transporte de Itaipu 48.993.762 63.596.137
documento

Conexão 32.249.318 48.434.096
Uso do sistema de distribuição 157.323.254 210.101.271
Total dos Custos de Transporte 558.171.867 877.132.926
de
preliminar
22. Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de 57,1% correspondem a um efeito médio
de 5,65%. Destacam-se os custos com a Rede Básica e Rede Básica Fronteira, com impacto conjunto de
Versão
3,89%, devido à aplicação das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) para o ciclo 2020-2021, publicadas por meio das Resoluções homologatórias nº 2.724
e 2.726/2020, respectivamente.
23. A expressiva variação dos custos de Rede Básica e Conexão 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) e do aumento de custos referentes a novas instalações de
transmissão.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
IV.4.3. Compra de Energia
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
MINUTA
24.
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário
da ENEL RJ.
Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| autorizada. | Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 19,39% | 18,98% | REH 2.377/2018 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 9,10% | 9,10% | REH 2.377/2018 |  |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,91% | 1,91% | CCEE (últimos 12 meses) |  |
| não | Mercado Baixa Tensão (MWh) | 6.734.115 | 6.734.115 | SAMP |

Divulgação
25.
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica a ENEL RJ para atendimento
ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de
aprovação. venda da concessionária.
Tabela 8: Energia Requerida (MWh) – DRP
à
sujeita Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)
documento

Mercado Total 8.419.681 8.419.681
Fornecimento 8.025.552 8.025.552
Suprimento 394.129 394.129
de

Consumidores Livres 2.729.359 2.729.359
preliminar

Perdas Totais 2.786.071 2.755.698
Perdas Rede Básica 209.761 209.761
Versão

| Perdas na Distribuição | 2.576.310 | 2.545.936 |
| --- | --- | --- |
| Perda Não Técnica | 1.305.745 | 1.278.135 |
| Perda Técnica | 1.270.565 | 1.267.801 |
| Energia Requerida | 11.205.752 | 11.175.378 |

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 10 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia
Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

Tipo de Contrato Dado Utilizado Dispositivo Legal
MINUTA

| Itaipu | Tarifa de repasse de potência | REH 2.812/2020 |
| --- | --- | --- |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 2.821/2020 |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.746/2020 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.815/2020 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Tarifas | Resultado dos leilões atualizado |

autorizada.

CCEARs térmicas Tarifas Previsão SGT
26. A Tabela a seguir demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os
não
seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
Divulgação
montantes de energia adquirida.
Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas
aprovação.

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 6.336.196 5.873.220 239,75 1.408.076.885
à
sujeita

Existente - CCEAR-QTD 2.826 2.620 165,52 433.626
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 3.434.885 3.183.904 286,15 911.074.184
documento

Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 1.330.567 1.233.345 227,82 280.980.074
Madeira e Belo Monte 1.567.917 1.453.352 148,34 215.589.002
de Bilaterais 350.400 324.797 261,15 84.822.283
preliminar

| Enertrade | 350.400 | 324.797 | 261,15 | 84.822.283 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Energia Base | 5.354.104 | 4.977.361 | 214,60 | 1.068.150.611 |  |
| Versão | Cota Angra I/Angra II | 408.086 | 378.268 | 249,64 | 94.430.839 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 2.606.987 | 2.416.498 | 114,73 | 277.248.603 |  |
| Itaipu (tirando as perdas) | 2.140.957 | 1.984.521 | 350,95 | 696.471.169 |  |
| PROINFA | 198.074 | 198.074 | - | - |  |
| Total | 12.040.700 | 11.175.378 | 229,17 | 2.561.049.779 |  |

27. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a ENEL RJ, em função do
Mercado de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$2.561.049.779,35 e levaram a uma variação
no efeito médio de 4,47%. Contribuíram para esse efeito positivo, principalmente, o aumento do custo
unitário da energia de Itaipu (impacto de 2,44%), a qual é indexada em dólar, cuja cotação de cobertura
passou de R$ 4,33, no processo de 2020, para R$ 5,42, provocado pela alta do dólar no período.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 11 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
28. A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia
MINUTA
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Existente - CCEAR-QTD | - | 2.826 | - | - | 165,52 | - |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.390.766 | 3.434.885 | 1,30% | 269,75 | 286,15 | 6,08% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.466.858 | 1.354.387 | -7,67% | 212,12 | 223,81 | 5,51% |

autorizada.

Madeira e Belo Monte 1.567.917 1.567.917 0,00% 141,30 148,34 4,98%
Cota Angra I e Angra II 406.947 408.086 0,28% 269,75 249,64 -7,46%
Cotas Lei n º 12.783/2013 2.704.111 2.606.987 -3,59% 107,77 114,73 6,46%
não

| Itaipu | 2.183.957 | 2.140.957 | -1,97% | 281,87 | 350,95 | 24,51% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Divulgação | Bilateral | 350.400 | 350.400 | 0,00% | 209,73 | 261,15 | 24,52% |
| Proinfa | 209.740 | 198.074 | -5,56% | - | - | - |  |
| Sobra (-) / Exposição (+) | (1.074.943) | (889.141) | -17,3% | 208,43 | 233,30 | 11,9% |  |
| TOTAL | 11.205.752 | 11.175.378 | -0,3% | 206,46 | 229,17 | 11,0% |  |

aprovação.
4,47%
à
sujeita
documento
2,44%
de
preliminar 0,97%
0,45%
0,24% 0,30%
0,17% 0,04%
Versão
-0,14%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis
29. Para a ENEL RJ, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe
de consumo, estão descritos na tabela abaixo:
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Fls. 12 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo

DESCRIÇÃO - Tipo RECEITA (R$) Percentual RI Reais RI
Residencial 3.169.360.239 1,11% 56.541.238
Industrial 673.450.805 0,35% 3.788.302
MINUTA

| Comercial | 901.447.093 | 0,47% | 6.809.400 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Rural | 109.982.662 | 0,40% | 707.058 |  |
| Iluminação Pública | 203.827.413 | 0,00% | - |  |
| Poder Público | 250.933.885 | 0,03% | 120.991 |  |
| Serviço Público | 146.944.635 | 0,12% | 283.404 |  |
| autorizada. | Demais | 186.102.036 | 0,00% | - |
| TOTAL | 5.642.048.768 | 0,00% | 68.250.392 |  |

não
30. Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da ENEL RJ é de
Divulgação
68.250.392, contribuindo para o efeito médio de 0,009% no atual reajuste.
IV.5. PARCELA B
aprovação.
31.
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros
associados:
à
sujeita
Tabela 13: Cálculo da Parcela B
documento

| Descrição | Valores | Referência |  |
| --- | --- | --- | --- |
| (1) Parcela B Ano Anterior | 1.904.425.049 | TUSD aplicada ao Mercado |  |
| de | (2) Fator DR1/Fator PB | 1,04818 | SGT/ANEEL |
| preliminar | (3) Parcela B econômica = (1)*(2) | 1.996.177.609 | SGT/ANEEL |
| (4) IPCA | 4,98% | Indicador econômico oficial |  |

(5) Fator X 0,09%
Versão

(5.1) Componente Pd do Fator X -0,12% Proret 2.5 A
(5.2) Componente T do Fator X 0,00% REH 2.377/2018
(5.3) Componente Q do Fator X 0,21% PRORET 2.5 A
(6) UDEROR 93.031.117

(6.1) Outras Receitas (OR) 63.471.925 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 20.295.525 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 9.263.667 Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 2.000.748.832
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Fls. 13 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
32. A atualização da Parcela B representou 1,71% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IPCA, de 4,98% no período de referência, descontada do Fator X, além do
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de
Demanda (UD).
MINUTA
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
33. A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros:
autorizada.
Tabela 14: Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| não | CVA em processamento - Energia | 385.984.520 | 6,84% |
| Divulgação | CVA em processamento -Transporte | 123.978.817 | 2,20% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (42.369.065) | -0,75% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.702.996 | 0,14% |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 5.824.825 | 0,10% |  |

aprovação.

Neutralidade de Parcela A - Transporte 73.073.200 1,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 39.941.868 0,71%
à Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 2.369.665 0,04%
sujeita

Sobrecontratação/exposição de energia 21.045.418 0,37%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.467.239 0,03%
documento

| Previsão de Risco Hidrológico | 158.170.597 | 2,80% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Ajuste CUSD | (30.642) | 0,00% |  |
| de | Repasse de compensação DIC/FIC | (12.074) | 0,00% |
| preliminar | Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (53.047) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (213.744.431) | -3,79% |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (274.716.168) | -4,87% |  |

Versão

| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (110.718.885) | -1,96% |
| --- | --- | --- |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 14.042.362 | 0,25% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (180.220.748) | -3,19% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (63.222.990) | -1,12% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (97.780.943) | -1,73% |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (93.619.885) | -1,66% |
| Ajuste Encardo de conexão 2020 | 764.783 | 0,01% |
| Total | (242.122.587) | -4,29% |

34.
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -4,29% no atual reajuste da ENEL RJ. Destaca-se, com
valores positivos, a CVA Energia em processamento com efeito de 6,84%.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 14 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
35. Merecem destaque ainda os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores
transferidos para a ENEL RJ de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a
totalidade dos valores recebidos pela ENEL RJ da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e
correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da ReH 885/2020, totalizando um impacto
MINUTA
estimado de -14,29%.
36.
Dentre os componentes financeiros apurados, aqueles relacionados aos itens de custo
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.
autorizada.
Tabela 15: Risco Hidrológico (RH) e Bandeiras Tarifárias
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
de

preliminar 37. Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de
R$ 316,3 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de R$ 66,6 milhões
e b) a incorporação na tarifa, no processo do ano anterior, da previsão dos riscos hidrológicos das usinas
Versão
cotistas, repactuadas e Itaipu, conforme metodologia descrita no Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita
de R$ 213,7 milhões). Com a adoção das duas medidas, conclui-se que as receitas de bandeiras e de
previsão de risco hidrológico concedida no ano anterior não foram suficientes para cobrir esses custos,
faltando cerca de R$ 36 milhões, os quais contribuíram com o efeito de 0,64% no presente reajuste
tarifário.
38.
Ressalta-se que este resultado foi significativamente impactado pela CVA ESS/ERR, cuja
apuração 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
(38,7 milhões, no caso da ENEL RJ), o que representou o que representou um impacto médio de -0,69%
nas tarifas.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 15 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
39. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para
que a tarifa da ENEL RJ não sofresse aumento adicional médio de -1,18%.
MINUTA
40.
Destaca-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo da
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo
tarifário.
V - SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
autorizada.
41. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
não período de competência de março/2021 a fevereiro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse
Divulgação valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período
de março/2020 a fevereiro/2021.
aprovação. Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Ajuste Valor Mensal
TIPO Previsão (R$)
(R$) (R$)
à

sujeita Subsídio Carga Fonte Incentivada 1.938.934 15.120.151 17.059.085
Subsídio Geração Fonte Incentivada (279) 1.222.545 1.222.265
documento

Subsídio Distribuição (185.225) 1.431.410 1.246.185
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 27.583 825.638 853.221
Subsídio Rural (34.117) 1.194.840 1.160.724
de

preliminar Subsídio Irrigante/Aquicultor 44.087 3.544 47.631
Total 1.790.983 19.798.129 21.589.112
Versão
VI -
DO FUNDAMENTO LEGAL
42. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta do Contrato de Concessão nº 005/1996.
VII - DA CONCLUSÃO
43.
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 005/1996, no que consta
do Processo nº 48500.005027/2020-36 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 16 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da ENEL RJ, correspondendo a um efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 6,02% sendo de 10,38% em média para os
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 4,63% em média para aqueles
conectados em Baixa Tensão (BT);
MINUTA
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL RJ;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo; e
autorizada. iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura
tarifária.
não
Divulgação
VIII - DA RECOMENDAÇÃO

aprovação. 44. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
à
sujeita
documento
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
CRISTIANE BORDINI FRANCO ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ
Analista Administrativo Especialista em Regulação
de
preliminar
Versão
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 17 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte.
Equipe Atividade
Otávio Henrique Galeazzi Franco Coordenador - Processos Tarifários
MINUTA
Francisco de Mattos Faé Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Cristiane Bordini Franco Técnico Responsável
Cecília Magalhães Francisco
Robson Kuhn Yatsu Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Diego Luis Brancher Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
autorizada.
Marco Aurélio Silva do Santos Suporte – SAMP
Jorge Caetano Pereira Júnior
Aline Oliveira Moura Suporte – Sistemas
não
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização -
Divulgação
Andrey Vinícius Altoé CVA
Vinícius Menezes Rodovalho Descontratações - REN 711/2016

aprovação. Wendell Cassimiro da Silva Encargos de Transmissão
à
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 18 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE
DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
MINUTA
1. Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência).
autorizada.
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos
5,
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) os quais têm caráter normativo e consolidam a
não
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel
Divulgação
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação
setorial vigente.
aprovação. 3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:
à

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

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

3.4 A Encargos Setoriais 1.0 24/02/2017
preliminar
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

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

Módulo 5 – Encargos setoriais

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

5.4 Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 1.0 28/12/2018
Reserva - EER
5 O PRORET pode ser acessado em:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 19 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.

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 dos custos de Compra de Energia 1.0 28/03/2016
MINUTA

| 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
autorizada.

10.2 Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 1.2 23/03/2015
não
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
Divulgação
4. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
aprovação.
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o
à
sujeita
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
documento
5. Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme
de parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da
preliminar
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o
Versão Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de
Serviços).
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens:
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis;
7. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica.
8. Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação:
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Fls. 20 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵
onde:
RR: Receita Requerida;
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o
MINUTA
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação
setorial;
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação
da Inflação (IVI) e o Fator X;
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do
autorizada. mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento
tarifário;
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo
não do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de
Divulgação distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da
ANEEL.
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;
aprovação.
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados
no Período de Referência; e
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária
à
sujeita periódica em processamento, quando for o caso.
documento
9. A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de
de
preliminar cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
Versão
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA
10. O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 21 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL
11. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
MINUTA
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A
12. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii)
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia
autorizada.
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis.

não 13. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
Divulgação descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET.
III.3.1. Encargos Setoriais
aprovação.
14. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e
à
sujeita
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:
documento
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002,
de com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela
preliminar
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:
Versão
•
o desenvolvimento energético dos Estados;
•
promover a universalização do serviço de energia elétrica;
•
garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda;
•
prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
•
prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária;
•
promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 22 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
•
prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e
•
prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
MINUTA
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das
concessionárias de distribuição.
15. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário
incorpora os seguintes valores:
autorizada.
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante
não encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão
Divulgação 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
aprovação. 2013.
b) quota anual da CDE – CONTA COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga
à
sujeita por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos
termos da REN 885/2020,0 mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia
documento
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara
de de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em
preliminar
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução
Normativa nº 885, de 23/6/2020.
Versão
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID.
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do
PRORET;
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 23 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como
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;
MINUTA
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais,
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;
autorizada.
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos
não no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como
Divulgação 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
aprovação. capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
à
sujeita custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
documento
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
preliminar
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
Versão
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto,
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição
16. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 24 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
17. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
MINUTA
18. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes
autorizada.
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
não fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à
Divulgação geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotaspartes.

aprovação. 19. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
à
sujeita Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL
por meio de Resolução Homologatória.
documento
20. Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio
de
de Resolução Homologatória específica.
preliminar
21. O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais
Versão
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
22. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 25 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
23. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo,
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas
MINUTA
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos.
24. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período
autorizada.
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da
concessionária de distribuição.
não

Divulgação 25. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do
aprovação. montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL,
em R$/MW.
à 26. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
sujeita
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de
documento 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
de
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada.
preliminar
Versão
III.3.3 Compra de Energia
27. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
28. A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 26 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
29. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia
vigentes na data da revisão.
MINUTA
30. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da
autorizada.
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos
não firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto
Divulgação n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a
aprovação. 500 GWh/ano;
• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
à Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
sujeita
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
documento de fontes alternativas;
•
Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
preliminar
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para
Versão
o atendimento à totalidade de suas cargas.
• Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do
PRORET;
•
Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET;
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 27 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
•
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;
MINUTA
•
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;
autorizada.
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de
não concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995,
Divulgação com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
•
Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
aprovação. mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
à
sujeita
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram
documento no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no
Art. 15 do mesmo decreto;
de
preliminar
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
Versão
31. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.
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Fls. 28 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
32. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
MINUTA
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
33. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
autorizada.
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica6.
não

Divulgação 34. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
aprovação. CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado.
à
sujeita III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia

documento 35. O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
de
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
preliminar
36. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
Versão
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
37. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
7
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits considerando o período de
referência em questão.
De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa nº. 210, de
6
13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida instalação.
7 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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 29 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
38. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais,
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos
MINUTA
Renovados, e Contratos de Suprimento.
39. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.
autorizada.
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis

não 40. Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas
Divulgação 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
aprovação. 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:
à
sujeita
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
𝑉𝑅𝐼= × {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐) }
𝐶
documento (1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
Onde:
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
de 𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI;
preliminar 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;
Versão
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B
41. Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela
"B" na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma:
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Fls. 30 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
𝑉𝑃𝐵0𝑖= 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓
𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖
𝑖−1
Onde:
MINUTA
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência;
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de
potência faturados no Período de Referência;
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária
periódica em processamento, quando for o caso;
autorizada.
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento;
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior,
não
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo
Divulgação
2.7A; e
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A.
aprovação.
42. Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas
à
sujeita correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER),
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado.
documento
43. Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator
Pb i−1, definido como:
de
preliminar
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 + 𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 =
𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
Versão
Onde,
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados
no último processo tarifário.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
44. O Fator X8 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no
Submódulo 2.5ª do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula
MINUTA
abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
autorizada. Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.

não 45. O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia
Divulgação elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras.

aprovação. 46. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET.
à
sujeita
47. Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e
documento comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela
ANEEL.
de
preliminar
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
Versão
48. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1,
PRORET9.
4.2A, 4.3 e 4.4A do
8 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
9 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005027/2020-36

Fls. 32 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
49. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário
anual são:
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade
MINUTA
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela "A".
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindoautorizada.
se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada
não pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25,
Divulgação de 24/1/2002.
•
A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da
aprovação. Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior.
•
Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada
à
sujeita especificamente para este fim.
•
A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias:
documento
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais,
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes
financeiros relacionados à Parcela A.
de
preliminar - Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia,
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas
Irrecuperáveis.
Versão
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET.
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério
da Fazenda (MF).
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Fls. 33 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
•
Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados
pela Selic10.
•
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
MINUTA
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
autorizada. 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
não retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet.
Divulgação
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento
aprovação. 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
à
sujeita juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada.
documento
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET11, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
de
preliminar v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de
reajuste tarifário.
Versão
10 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.
11
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Fls. 34 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
50. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de
MINUTA
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
51. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
autorizada.
52. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
não considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
Divulgação preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
53. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
aprovação. receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.
à
sujeita
documento V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
54. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
de
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
preliminar
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
Versão
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de
irrigação.
55. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.
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Fls. 35 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA
CDE
56. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem
MINUTA
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas
controversas no orçamento anual da CDE.
57. Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201612, de 14 de junho de 2016, publicar
autorizada.
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com
não vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.
Divulgação
58. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma
aprovação. competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE
sobre as glosas realizadas.
à
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
12 Publicada em 16 de junho de 2016.
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Fls. 36 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens da
Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os eventos
MINUTA
tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do PRORET13.
No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à * O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste
sujeita
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.
documento
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização
de Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados
preliminar
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 8,29% e está
Versão
detalhado no gráfico a seguir:
Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela aplicação do
13
Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2, é apurada a diferença entre
o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura
tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.
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Fls. 37 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
à 4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,18% de redução no reajuste das
sujeita
tarifas.
documento
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.
de
preliminar
ESS/EER
Versão 6. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação de
usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.
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Fls. 38 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à 7. Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo
sujeita
tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados nos
documento
Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3.
de
preliminar R$45
Milhões
R$40
Versão R$35
R$30
R$25
R$20
R$15
R$10
R$5
R$0
jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20
-R$5

ESS Alívio Retroativo ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO Cobertura
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS
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Fls. 39 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
R$12
Milhões
R$10
MINUTA R$8
R$6
R$4
R$2
autorizada. R$0
não

EER Excedente CONER Cobertura
Divulgação
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
aprovação.
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
à
sujeita
documento
de 8. Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho ANEEL n°
preliminar
986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros disponíveis no fundo
de reserva para alívio futuro de encargos.
Versão
Compra de Energia
9. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra
de energia da distribuidora.
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Fls. 40 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à 10. O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela aplicação
sujeita
do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura tarifária concedida
documento
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.
de
preliminar Milhões
300 20
272
10
250
Versão 227 -
211

199 203 206 206 201 206 203 206 203 206 199 206 206 206 207 206
199 199 195 199 190 196 192 (10)
200
(20)
150 (30)
(40)
100
(50)
(60)
50
(70)
0 (80)
dez-19 jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-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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Fls. 41 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
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.
MINUTA
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
de
preliminar
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
Versão
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Fls. 42 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
12. O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura
tarifária econômica concedida.
MINUTA
400
350
300
250
200
autorizada.
150
100
não
50
Divulgação
0
aprovação.

Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
à
sujeita
13. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 6,84% pode ser segregado para cada
documento
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
de
preliminar 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
Versão seguir.
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Fls. 43 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
aprovação.
14. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
à reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA.
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
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Fls. 44 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
Glosa de Energia
de
preliminar
15. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga real
superior à energia requerida regulatória houve aplicação do ajuste da glosa de energia.
Versão
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Fls. 45 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
Resultado no Mercado de Curto Prazo
à
sujeita
16. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi
documento calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes
resultados:
de •
O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/01/2020 e 01/12/2020, com base em
preliminar
dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 51.342.058,37 a preços de março/2021.
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 879.531 MWh, que representa 7,78% do Mercado
Versão
Regulatório. Provisoriamente está sendo considerada toda a sobrecontratação como involuntária. Ressaltase que estão sendo considerados os valores de sobrecontratação involuntária de 2016 e 2017, homologados
pelo Despacho 2.508/20.
• 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.
17. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
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1.400
1.200
1.000
MINUTA
GWh 800
600
400
200
0
autorizada. jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
não Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
Divulgação
18. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra
aprovação.
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado
de curto prazo14 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no
à gráfico anterior.
sujeita
documento
30 600
MILHÕES
R$/MWH
20 500
de
R$ R$ 26,8

preliminar 10 R$ 24,7 400
R$ 16,4 R$ 15,7 R$ 18,3
R$ 6,6 R$ 9,3
R$ 4,7 R$ 3,3

0 R$ 0,4 -R$ 0,7 300
Versão

-10 -R$ 22,0 200
-20 100
-30 0
jan/20 fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/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
14 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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Conta Bandeira
19. 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
MINUTA
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
autorizada. seguir apresenta o resultado dessa comparação.
não
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de
Divulgação
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira
aprovação.
à
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
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Fls. 48 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
20. 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
MINUTA
de 0,93%.
21. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e ESS/CONER,
3,98%15.
chegando a um percentual líquido de
autorizada.
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
15 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas.
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Fls. 49 Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021.
22. 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
MINUTA
sobrecontratação involuntária para o período.
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, CRISTIANE BORDINI FRANCO, DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE