REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2856/2021
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 Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A - EMT.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 72/2021-SGT/ANEEL
Em 20 de abril de 2021.
Processo: 48500.005024/2020-01
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes à EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora
de Energia S/A e demais providências pertinentes ao
seu Reajuste Tarifário Anual de 2021.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021, a vigorar a
partir de 22 de abril de 2021, calculado em conformidade com as disposições legais e normativas
pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de
Distribuição 003/1997 e seus termos aditivos e de acordo com a metodologia de cálculo presente
nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual é sintetizada no Anexo I desta Nota
Técnica.
II.
DOS FATOS
2. A EMT, sediada na cidade de Cuiabá/MT, atende aproximadamente 1,5 milhão de
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento
anual na ordem de R$ 5 bilhões.
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 1.187.708 | 286.080 | 35,5% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 18.557 | 203.275 | 25,2% |
| Comercial | 97.609 | 133.872 | 16,6% |
| Rural | 201.084 | 106.696 | 13,2% |
| Iluminação Pública | 820 | 35.533 | 4,4% |
| Poder Público | 12.313 | 25.650 | 3,2% |
| Serviço Público | 1.437 | 13.837 | 1,7% |
| Demais classes | 316 | 1.144 | 0,1% |
| Total | 1.519.844 | 806.087 | 100% |

* Fonte: SAMP – competência março/2021.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 48581.000577/2021.

Fls. 2 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
3. Em 07 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da EMT, no qual as
tarifas foram, em média, reajustadas em 2,47%. No entanto, como parte de ações para atenuação
dos efeitos da pandemia de Covid-19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas a partir
de 1º de julho de 2020, conforme previsto no artigo 12 da Resolução Homologatória – REH nº
2.672/2020.
4. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução
Normativa nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta
destinada ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID)
reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida
Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs sobre outras providências.
5. Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Regulação de Mercado – SRM1.
6. Em 10 de março de 2021, a SGT realizou reunião com os representantes da EMT,
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.
37/2021-SRM/ANEEL2,
7. O Memorando nº de 11 de março de 2021, informou os
respectivos montantes e preços de repasse dos contratos bilaterais de compra e venda de energia
que a concessionária possui, inclusive os de geração distribuída decorrentes de desverticalização.
8. Em 16 de março de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 59/2021-SFF/ANEEL3 com a
validação dos itens da parcela A da EMT.
9. Na 9ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 23 de março de 2021, foi apreciado
pela Diretoria da Aneel e negado provimento ao pedido de reconsideração interposto pela EMT
contra a REH 2.672/2020, que homologou o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da distribuidora.
10. Por intermédio do Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL4, de 31 de março
de 2021, foi solicitado à EMT informações acerca das receitas previstas no § 3º do Art. 70-A, no § 7º
do Art. 88 da REN 414/2010 (Alterada pela REN 714/2016) e § 2º do Art. 9º da REN 376/2009, a
serem destinadas à modicidade tarifária.
11. Em 31 de março de 2021, foi exarado o Decreto Federal nº 10.665, alterando o
Decreto nº 4.550/2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada pela
Eletrobras Termonuclear S/A – ELETRONUCLEAR e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar,
mediante requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de
pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no
1 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).
2 Documento SIC nº 48580.000133/2021-00.
3 Documento SIC nº 48536.001055/2021-00.
4 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 3 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos
excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento.
12. Na 11ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 06 de abril de 2021, a Diretoria
colegiada da Aneel decidiu prorrogar a vigência das tarifas da EMT, definidas pela Resolução
20205.
Homologatória nº 2.672, de 7 de abril de
13. Pelo Ofício Circular nº 09/2021-SGT/SFF/ANEEL6, de 06 de abril de 2021, foi solicitado
à distribuidora os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente de Reativos –
ER visando a antecipação de sua reversão para as tarifas no presente reajuste tarifário.
14. Por intermédio da Carta nº 004/20217, de 15 de abril de 2021, a EMT solicitou o
diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu, a
utilização dos recursos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER, faturados
desde a última revisão tarifária da concessionária e a Reversão de créditos para modicidade tarifária,
como também um adicional de diferimento de Parcela B.
15. Em 15 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as planilhas
cálculo8
de relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº
652, de 17 de março de 2015.
16. Em 19 de abril de 2021, via e-mail9, o Ministérios de Minas e Energia – MME informa
a existência de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos 8
meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665, de 31 de
março de 2021, a fim de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e
revertidos para modicidade tarifária.
17. Por fim, dada a recente manifestação do MME, a EMT encaminhou a Carta 05/2021,
de 20 de abril de 2021, solicitando o acréscimo correspondente de diferimento do saldo da Conta
Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu e ajustando o valor de diferimento de Parcela B.
18. E segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de
10
Administração e Finanças - SAF , a EMT se encontra 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.
5
As tarifas da distribuidora foram prorrogadas pela Resolução Homologatória nº 2.829, de 06/04/2021.
6 Documento SIC nº 48581.000531/2021-00.
7 Documento SIC nº 48581.000576/2021-00.
8 Documento SIC nº 48581.000575/2021-00.
9 Documento SIC nº 48581.000608/2021-00.
10 Documento SIC nº 48581.000565/2021-00.
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Fls. 4 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
III. DA ANÁLISE
A. Metodologia Aplicada
19. O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das
distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações
dos custos de Parcela A e atualizados os custos referentes à Parcela B, esta corrigida pelo índice de
inflação, constante no contrato de concessão, deduzido o Fator X. Os detalhes das metodologias
aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I desta nota técnica.
B. Período de Referência
20. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EMT é de abril/2020 a
março/2021.
C. Receita Anual
21. No cálculo da Receita Anual (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,
conforme demonstrado na tabela a seguir.
Tabela 2. Mercado no Período de Referência
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 7.748.338 4.490.337.934

A2 (88 a 138 kV) 4.847 1.771.717
A3a (30 kV a 44 kV) 751.866 371.563.445
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1.167.193 594.132.037
BT (menor que 2,3 kV) 5.824.432 3.522.870.734

Demais Livres 1.908.328 364.247.463
Distribuição 4.832 14.978.364
Geração - 137.136.202
Total 9.661.498 5.006.699.963
E. PARCELA A
1. Encargos Setoriais (ES)
22. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico,
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores
estabelecidos pela ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 5 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 3. Encargos Setoriais

Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7.463.374 9.798.761 Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 484.761.827 657.513.913 NT 238/2020-SGT e Previsão SGT

| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 78.757.338 | 76.142.828 | DSP 3.690/2020 |
| --- | --- | --- | --- |
| PROINFA | 66.356.094 | 84.244.560 | REH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 45.337.603 | 48.067.586 | REN 316/2008 |
| Contribuição ONS | 152.054 | 186.491 | Contribuição 2020 |

Total de Encargos Tarifários 682.828.290 875.954.140
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
23. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT,
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
24. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 125.607.145 | 189.493.926 |
| Rede Básica Fronteira | 69.681.943 | 100.009.908 |
| Rede Básica ONS (A2) | 3.834.940 | 4.095.558 |
| Rede Básica Export. (A2) | 53.661.214 | 58.016.302 |
| MUST Itaipu | 22.100.353 | 30.752.015 |
| Transporte de Itaipu | 33.696.142 | 41.504.834 |
| Conexão | 12.488.449 | 15.009.960 |
| Uso do sistema de distribuição | 837.055 | 1.158.645 |
| Total dos Custos de Transporte | 321.907.241 | 440.041.148 |

3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
25. Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia,
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica,
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição. A tabela abaixo
apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da EMT, ressaltando-se que os
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Fls. 6 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão conforme os valores determinados
na Revisão Tarifária Periódica de 2018, homologada por meio da REH nº 2.379/2018.
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 6,90% | 6,81% | REH 2.379/2018 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 10,04% | 10,04% | REH 2.379/2018 |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,40% | 1,28% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 5.824.432 | 5.824.432 | SAMP |

26. A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da EMT para
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com
o mercado de venda da concessionária.
Tabela 6. Energia Requerida (MWh)

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 7.748.338 | 7.748.338 |
| Fornecimento | 7.748.338 | 7.748.338 |
| Consumidores Livres | 1.913.160 | 1.913.160 |
| Perdas Totais | 1.655.356 | 1.656.383 |
| Perdas Rede Básica | 129.959 | 119.088 |
| Perdas na Distribuição | 1.525.397 | 1.537.294 |
| Perda Não Técnica | 401.785 | 396.736 |
| Perda Técnica | 1.123.612 | 1.140.558 |
| Energia Requerida | 9.403.695 | 9.404.721 |

b. Valoração da Compra de Energia
27. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
28. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborouse o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica,
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço, conforme
tabela abaixo.
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Bilaterais | Preços e montantes | Memo. nº 037/2021-SRM/ANEEL |
| 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 |

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 7 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.

CCEARs (exceto térmicas) Preços Resultado dos leilões atualizado
CCEARs térmicas Preços Previsão SGT
29. A Tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços

Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 3.153.929 | 2.780.744 | 323,37 | 899.219.135 |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 3.429.566 | 3.023.767 | 267,04 | 807.474.625 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.578.861 | 2.273.720 | 287,22 | 653.067.235 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 847.218 | 746.972 | 206,13 | 153.976.014 |
| Madeira e Belo Monte | 3.487 | 3.074 | 140,31 | 431.376 |
| Energia Base | 4.057.877 | 3.600.210 | 206,87 | 744.778.460 |
| Geração Própria | 4.689 | 4.134 | 253,50 | 1.048.015 |
| Cota Angra I/Angra II | 276.460 | 243.748 | 249,64 | 60.849.329 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 2.119.873 | 1.869.042 | 114,73 | 214.428.376 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 1.466.906 | 1.293.336 | 362,20 | 468.452.740 |
| PROINFA | 189.950 | 189.950 | - | - |
| Total | 7.487.444 | 9.404.721 | 260,66 | 2.451.472.220 |

F. PARCELA B
30. Basicamente, o cálculo da Parcela B é realizado considerando a diferença entre a
Receita Verificada e os custos de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é
corrigido pelo indicador oficial de inflação, IGP-M, conforme estabelecido no Contrato de
Concessão, e pelo Fator X. A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos
parâmetros associados:
Tabela 9. Cálculo da Parcela B

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 1.817.404.149 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 31,10% SGT/ANEEL
(3) Fator X -0,08%

(3.1) Componente Pd do Fator X 1,48% REH 2.379/2020
(3.2) Componente T do Fator X -1,23% REH 2.379/2020
(3.3) Componente Q do Fator X -0,33% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 2.384.063.093
G. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
31. Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a direitos ou obrigações relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 8 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às concessionárias. A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 10. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 277.152.644 | 5,40% |
| CVA em processamento -Transporte | 102.930.646 | 2,01% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 18.183.561 | 0,35% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.787.845 | 0,07% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (9.844.738) | -0,19% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 38.162.062 | 0,74% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 305.603 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 127.713.635 | 2,49% |
| Ajuste CUSD | 151.993 | 0,00% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (366.972) | -0,01% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (4.348) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (122.018.751) | -2,38% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 21.602.592 | 0,42% |
| Reversão Conta-Covid | (382.300.124) | -7,45% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 | (43.720.230) | -0,85% |
| Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021 | (347.001.647) | -6,76% |
| Diferimento de Parcela B | (200.000.000) | -3,90% |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (146.006.416) | -2,85% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (2.796.413,91) | -0,05% |

Total (664.069.060) -12,95%
H. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
1. Resultados
32. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMT conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,90%. Este efeito decorre: (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; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário
para compensação nos 12 meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no processo tarifário anterior, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento.
33. A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos neste processo tarifário, a contribuição de cada
item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da
concessionária.
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Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 3.189.295.814 3.767.467.507 | 18,13% | 11,55% | 61,24% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 682.828.290 | 875.954.140 | 28,28% | 3,86% | 14,24% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7.463.374 | 9.798.761 | 31,29% | 0,05% | 0,16% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 484.761.827 | 508.218.003 | 4,84% | 0,47% | 8,26% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 0 | 82.961.892 | 100,00% | 1,66% | 1,35% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 66.334.017 | 100,00% | 1,32% | 1,08% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 78.757.338 | 76.142.828 | -3,32% | -0,05% | 1,24% |
| PROINFA | 66.356.094 | 84.244.560 | 26,96% | 0,36% | 1,37% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 45.337.603 | 48.067.586 | 6,02% | 0,05% | 0,78% |
| ONS | 152.054 | 186.491 | 22,65% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 321.907.241 | 440.041.148 | 36,70% | 2,36% | 7,15% |
| Rede Básica | 125.607.145 | 189.493.926 | 50,86% | 1,28% | 3,08% |
| Rede Básica Fronteira | 69.681.943 | 100.009.908 | 43,52% | 0,61% | 1,63% |
| Rede Básica ONS (A2) | 3.834.940 | 4.095.558 | 6,80% | 0,01% | 0,07% |
| Rede Básica Export. (A2) | 53.661.214 | 58.016.302 | 8,12% | 0,09% | 0,94% |
| MUST Itaipu | 22.100.353 | 30.752.015 | 39,15% | 0,17% | 0,50% |
| Transporte de Itaipu | 33.696.142 | 41.504.834 | 23,17% | 0,16% | 0,67% |
| Conexão | 12.488.449 | 15.009.960 | 20,19% | 0,05% | 0,24% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 837.055 | 1.158.645 | 38,42% | 0,01% | 0,02% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.184.560.283 2.451.472.220 | 12,22% | 5,33% | 39,85% |  |
| PARCELA B | 1.817.404.149 2.384.063.093 | 31,18% | 11,32% | 38,76% |  |
| IRT | 5.006.699.963 6.151.530.600 | 22,87% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (664.069.060) | -12,95% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 277.152.644 | 5,40% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 102.930.646 | 2,01% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 18.183.561 | 0,35% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.787.845 | 0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (9.844.738) | -0,19% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 38.162.062 | 0,74% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 305.603 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 127.713.635 | 2,49% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 151.993 | 0,00% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (366.972) | -0,01% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (4.348) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (122.018.751) | -2,38% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 21.602.592 | 0,42% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid | (382.300.124) | -7,45% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 | (43.720.230) | -0,85% |  |  |  |
| Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021 | (347.001.647) | -6,76% |  |  |  |
| Diferimento de Parcela B | (200.000.000) | -3,90% |  |  |  |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (146.006.416) | -2,85% |  |  |  |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (2.796.414) | -0,05% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,02%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%
34. Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A
contribuiu com 11,55%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 11,32%,
conforme mostrado na tabela acima.
35. O efeito médio a ser percebido por 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) estão apresentados na tabela abaixo:
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Tabela 12. Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,36%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,34%
Efeito Médio AT+BT 8,90%
36. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o aumento dos custos de transmissão e distribuição,
que tem impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão; e (ii) o aumento do encargo
CDE USO11, em relação ao processo tarifário passado, este custo é recuperado por meio da tarifa de
uso cobrada em R$/MWh, sendo que tal tarifa tem participação percentual mais elevada nos
consumidores livres conectados em alta tensão.
2. Análise Parcela A
37. O total dos Encargos Setoriais variaram em 28,28% em relação ao processo tarifário
anterior, correspondendo a um efeito médio de 3,86%. Destaca-se que está sendo considerado,
neste processo tarifário, um valor provisório de orçamento da CDE – USO para a distribuidora,
decorrente do cálculo preliminar das cotas anuais da CDE para o ano de 2021, objeto da CP
072/2020, o que contribuiu para um efeito médio de 0,47%.
38. Além disso, a partir dos processos tarifários de 2021, está ocorrendo a inclusão de
um novo componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao
pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020,
destinado a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em
2020. Com isso, os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na
TE e na TUSD, são, respectivamente, de 1,32% e 1,66%.
39. Os Custos de Transporte tiveram uma variação de 36,70%, correspondendo a um
efeito de 2,36%. Sobre esse item, destaca-se as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de
Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2020-2021, aprovadas por meio das Resoluções
homologatórias nos 2.725 e 2.726/2020, respectivamente.
40. 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; e (iii) do aumento de custos referentes
a novas instalações de transmissão.
41. Os Custos de Compra de Energia tiveram uma variação de 12,22%, representando
um efeito médio de 5,33% nas tarifas. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento do
custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de 1,42%), o qual é indexado ao dólar, cuja cotação
de cobertura passou de R$ 4,75, no processo de 2020, para R$ 5,59; como também os custos
11 De que trata o art. 13 da Lei nº 10.438/2002.
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decorrentes dos contratos bilaterais (impacto de 3,04%), os quais são atualizados, em sua grande
maioria, pelo IGP-M.
42. 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 13. Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.544.881 | 2.578.861 | 1,3% | 264,37 | 287,22 | 8,6% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 844.873 | 847.218 | 0,3% | 195,33 | 206,13 | 5,5% |
| Madeira e Belo Monte | 3.487 | 3.487 | 0,0% | 133,94 | 140,31 | 4,8% |
| Cota Angra I e Angra II | 262.612 | 276.460 | 5,3% | 269,75 | 249,64 | -7,5% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.908.270 | 2.119.873 | 11,1% | 108,04 | 114,73 | 6,2% |
| Itaipu | 1.429.087 | 1.466.906 | 2,6% | 309,25 | 362,20 | 17,1% |
| Bilateral | 3.405.020 | 3.153.929 | -7,4% | 266,02 | 323,37 | 21,6% |
| Geração Própria | 4.689 | 4.689 | 0,0% | 306,55 | 253,50 | -17,3% |
| Proinfa | 181.196 | 189.950 | 4,8% | - | - | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | (1.180.420) | (1.236.652) | 4,8% | 237,14 | 266,04 | 12,2% |
| TOTAL | 9.403.695 | 9.404.721 | 0,0% | 232,31 | 260,66 | 12,2% |

5,33%
3,04%
1,42%
1,06%
0,16%
0,00%
0,00% -0,04%
-0,09% -0,21%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Geração Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013 Própria
DSP QTD
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia
3. Análise Parcela B
43. A atualização da Parcela B representou 11,32% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 31,10% no período de referência, descontada do
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Fator X de -0,08%.
4. Análise dos Componentes Financeiros
44. Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
esses contribuíram com o efeito de -12,95% no atual reajuste tarifário.
45. Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 5,40%, especialmente
impactada pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os efetivos pagamentos
relacionados aos contratos bilaterais e ao risco hidrológico associado aos CCEAR por quantidade e
à Itaipu Binacional.
46. Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Transporte, com efeito de 2,01%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST
efetivamente pagas a partir de julho/2020, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de
julho de 2020.
47. Destaca-se também o resultado da liquidação do excedente/déficit de energia
contratada pela concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação/Exposição de
energia), que impactou o reajuste em 0,74%, conforme indicado na Tabela 11. O resultado em
questão, cerca de R$ 38,2 milhões, contempla principalmente: (i) as liquidações de energia no curto
prazo entre janeiro/2020 e janeiro/2021, de aproximadamente 41,2 milhões; e (ii) a reversão, em

favor dos consumidores, do efeito financeiro decorrente dos montantes de
sobrecontratação/exposição reconhecidos provisoriamente como involuntários, referente ao ano
civil de 2020, no valor aproximado de -R$ 3 milhões.
48. Dentre os componentes financeiros apurados, relacionados aos itens de custo
cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias, podem ser visualizados na tabela abaixo, com a
respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco Hidrológico concedida no
processo anterior.
Tabela 14. Componentes Financeiros Relacionados às Bandeiras Tarifárias

| Descrição | Valor (mil R$) | Impacto |
| --- | --- | --- |
| CVA Energia - Efeito CCEAR-D | (114.272,84) | -2,24% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas | 89.162,91 | 1,75% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas | 56.101,50 | 1,10% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico da UHE Itaipu | 50.112,66 | 0,98% |
| CVA ESS/EER (sem bandeiras) | (4.108,34) | -0,08% |
| Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras) | 128.418,74 | 2,52% |
| Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias | 205.414,62 | 4,04% |
| Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP) | (73.000,54) | -1,43% |
| Reversão da Previsão do Risco Hidrológico | (121.473,12) | -2,39% |
| Custo não coberto antecipadamente | 10.940,96 | 0,21% |

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Fls. 13 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
49. Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de
R$ 205,4 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de R$ 73
milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo do ano anterior, da previsão dos riscos
hidrológicos das usinas cotistas, repactuadas e Itaipu, conforme metodologia descrita no
Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita de R$ 121,4 milhões). Com a adoção dessas duas medidas,
conclui-se que as receitas de bandeiras e de previsão de risco hidrológico concedida no ano anterior
foram insuficientes para cobrir esses custos, restando ainda um déficit de cerca de 11 milhões.
50. 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.
51. Ressalta-se ainda outro financeiro com efeito positivo neste processo, concernente à
Prorrogação das Tarifas do Reajuste Tarifário de 2019. Este financeiro é o resultado da diferença das
tarifas aplicadas no período de suspensão, entre abril e junho de 2020, segundo consta do art. 12
da REH 2.672, de 07 de abril de 2020. Desse modo, nesse período em que a distribuidora ficou
impedida de aplicar as novas tarifas, converteu no valor R$ 21.602.592,11, representando um efeito
de 0,42% no resultado.
5. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
52. Dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais
e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário
que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor
elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo.
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid
53. Trata-se da reversão dos recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à EMT. Os montantes em
questão equivalem à totalidade dos valores recebidos pela EMT da CONTA-COVID, devidamente
atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN
885/2020, no valor de R$ 382,3 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de -7,45%.
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE.
A respeito do denominado componente financeiro, associado às instalações de
transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº
00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020,
concluiu que: "A remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a
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junho de 2017 – remuneração do custo de capital – deve ser atualizada pela taxa referente ao custo
de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017,
até 1º de julho de 2020, data do "efetivo pagamento", sendo incorporada à RAP das transmissoras
a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo prazo de oito anos."
Considerando que durante os ciclos de 2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos
associados não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de
liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital
remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020),
descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da
dívida. E em razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da
pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa do "reperfilamento" desses pagamentos no prazo
de 8 anos e de forma gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa,
avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, cuja Base de Remuneração
Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a acomodar o custo
total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos recursos
administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas, nos termos da Lei nº
12.783, de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, ambas de 30 de
junho de 2020, que homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida –
RPR de 2018, conforme processos listados na Tabela abaixo.
Tabela 15 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
Processo de Revisão
Concessionária Contrato de Concessão
(SIC)

| CEEE-GT | 055/2001 | 48500.000753/2019-29 |
| --- | --- | --- |
| CELG G&T | 063/2001 | 48500.000752/2019-84 |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 48500.000751/2019-30 |
| CHESF | 061/2001 | 48500.000750/2019-95 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 48500.000749/2019-61 |
| CTEEP | 059/2001 | 48500.000748/2019-16 |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 48500.000747/2019-71 |
| ELETROSUL | 057/2001 | 48500.000746/2019-27 |
| FURNAS | 062/2001 | 48500.000745/2019-82 |

Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para
o ciclo 2021/2022 e ao mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB
e de Fronteira – TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados.
Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, quando serão efetivamente aplicadas.
Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, optou-se, de forma
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Fls. 15 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
excepcional, por antecipar o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às
distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro semestre.
Dessa forma, foi calculado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 43,7
milhões, equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021,
em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão,
compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse componente
financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 0,85%.
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de
Demanda e Excedente de Reativos – UDER.
Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela
B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP.
No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a
pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, está sendo
considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021.
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 146 milhões,
contribuindo com uma redução tarifária de 2,85%.
Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em
que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores
de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles
revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a.
aplicado ao montante antecipado.
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 376/2009).
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos
à modicidade tarifária, associados às RENs nº 414/2010 e nº 376/2009. Trata-se de recursos
recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre
distribuidora e seus consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414º2010; (ii) aos créditos
que não puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art.
88 da REN nº 414/2010 e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão,
antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art.
9 da REN 376/2009.
Pelo Ofício Circular nº 08/2021, a concessionária foi instada a se manifestar a respeito
dessas receitas, a qual informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 representa R$ 2,8
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Fls. 16 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
milhões, contribuindo para redução do efeito em 0,05%.
Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização
da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
e) Diferimento de Saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021.
Conforme mencionado no início desta Nota Técnica, em 31 de março de 2021, foi
emitido o Decreto Federal nº 10.665, que possibilitou, mediante prévio requerimento da
distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da
potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica
de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o
período do diferimento.
Por intermédio da Carta CTA-DFFO – 0889/202112, a Eletrobrás informou que, de
acordo com o Fluxo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020,
o resultado da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, após a inadimplência, é de
R$ 978.000.890,10.
Posteriormente, o Ministérios de Minas e Energia – MME informou a existência de
um adicional de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos
8 meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu.
Pela Carta nº 004/2021, de 15 de abril de 2021, complementada pela Carta nº
005/2021, de 20 de abril de 2021, a EMT formalizou o interesse em diferir os pagamentos à
Eletrobrás provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, nos termos do Artigo 2º do
Decreto nº 10.665/2021.
Observando o Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu informado pela Eletrobrás
e a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras, os recursos alocados para a EMT
alcançam a monta de R$ 347.001.646,65, e cuja aplicação, na forma de um componente financeiro
negativo, resultou em uma atenuação tarifária de 6,76%.
Para o cálculo, foram observados critérios como: i) maior necessidade de atenuação
tarifária, após esgotadas todas as medidas de contenção adotadas, observando-se as projeções para
todas as distribuidoras ao longo do ano; e ii) nível máximo de comprometimento da remuneração
de capital, contida na Parcela B, para todas as distribuidoras.
Ressalta-se que a SGT está instruindo o processo nº 48500.001671/2021-16, por
meio do qual detalhará o cálculo e os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de
Comercialização de Itaipu para a modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos
dos pagamentos à Eletrobrás.
12 Documento SIC nº 48513.009692/2021-00.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
f) Diferimento de Parcela B.
Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito nas tarifas, pela Carta nº
005/2021, a EMT propôs também um diferimento de R$ 200 milhões de parcela B, cujo impacto
representa -3,90%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente,
devidamente atualizado pelo IPCA.
6. Informações complementares
54. O gráfico a seguir demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na
composição da nova Receita Anual da concessionária.
Custo de
Encargos
Transmissão
Custo de Setoriais
7,2%
14,2%
Energia
39,9%
Custo de
Distribuição
38,8%
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
55. Já o gráfico abaixo ilustra a participação de cada segmento na composição da receita
da distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela
própria empresa, de 24,3% para o ICMS e 5,4% para o PIS e COFINS (total de 29,7% por dentro), o
que equivale a uma majoração de 42,3% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os
referidos tributos na sua base de cálculo.
Custo de
Encargos
Transmissão Setoriais
5,0% 10,0%
Custo de
Energia ICMS
Tributos 24,3%
28,0%
29,7%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS
27,2% 5,4%
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
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Fls. 18 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
56. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1Residencial da EMT no período de 2011 a 2021 (65,67%), comparada com a variação do IGP-M
(119,39%) e IPCA (73,27%) no mesmo período.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
683,50
626,84 636,28
568,25
507,65 498,27
475,73
465,20
423,59
412,57
381,07
341,87 342,82
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2011-2021)
I. Subvenção CDE - Descontos Tarifários
57. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora
no período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados
no período de abril/2020 a março/2021.
Tabela 16. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 871.073,81 | 8.605.933,07 | 9.477.006,87 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 615.142,41 | 6.544.920,99 | 7.160.063,40 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (63.578,24) | 516.790,31 | 453.212,07 |
| Subsídio Rural | 1.353.657,32 | 6.475.363,98 | 7.829.021,31 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 1.695.704,92 | 3.431.417,09 | 5.127.122,01 |

Total 4.472.000,22 25.574.425,44 30.046.425,66
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
58. 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
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Fls. 19 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão nº 003/1997.
V. DA CONCLUSÃO
59. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 003/1997-ANEEL, no
que consta do Processo nº 48500.005024/2020-01 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da EMT, correspondendo a um efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,90% sendo de 10,36% em média para
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 8,34% em média para aqueles
conectados em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da EMT;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; e
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da
estrutura tarifária.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
60. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
DEVETH LIMA FERREIRA FABIANO DA COSTA CAMILO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(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 48500.005024/2020-01

Fls. 20 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário
Nome Atividade
Deveth Lima Ferreira Técnico Responsável
Cecília Magalhães Francisco Consultor Técnico
Marcelo Hlebetz Consultor Técnico
Aline de Oliveira Moura Técnico – Suporte TI
Francisco de Mattos Faé Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Otávio Henrique Galeazzi Franco Coordenador - Processos Tarifários
Flávia Lis Pederneiras Técnico Responsável – Estrutura Tarifária
Diego Luís Brancher Coordenador Adjunto - Estrutura Tarifária e Mercado
Robson Kuhn Yatsu Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Marco Aurélio Silva do Santos Suporte – SAMP e Análise de Mercado
Fabiano Costa Camilo Técnico - CVA
Vinícius Menezes Rodovalho Técnico – Descontratações (REN 711/2016)
André Valter Feil Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização
Wendell Cassemiro da Silva Técnico – Rede Básica e Conexão
André Lucio Neves Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Denis Perez Januzzi Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição
ANEXO II - Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
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Fls. 21 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
ANEXO I
METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
1. Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de
distribuição de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão)
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à
prorrogação de sua vigência).
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)13, os quais têm caráter normativo e consolidam
a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na
legislação setorial vigente.
3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com
as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:

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

| 3.1 | Procedimentos Gerais | 1.4 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 3.2 | Custos de Aquisição de Energia | 1.1 | 26/01/2018 |
| 3.3 | Custos de Transmissão | 1.0 | 17/03/2014 |
| 3.4 | Encargos Setoriais | 1.0 | 17/03/2014 |

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

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

Módulo 5 – Encargos setoriais

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

Módulo 6 – Demais Procedimentos

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

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

10.2 Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 1.2 23/03/2015
13 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 22 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
5. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as
tarifas econômicas homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de
Referência", não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico,
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade.
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica;
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. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0
VPA1
9. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula
Sétima do Contrato de Concessão:
VPA + VPB x (IVI  X)
=
IRT 1 0
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze
meses anteriores ao reajuste em processamento;
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Fls. 23 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia
comprada em função do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior", e o "Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou
do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do
mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo,
a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
A. 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.
B. Cômputo da Receita Anual
11. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.
12.
C. Cômputo da Parcela A
13. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais;
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição
de energia elétrica e geração própria.
14. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
1. Encargos Setoriais
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Fls. 24 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
15. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos
processos tarifários são:
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
16. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783,
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade:
i)
o desenvolvimento energético dos Estados;
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária,
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
vii)
prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
viii)
prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas
das concessionárias de distribuição;
17. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo
tarifário incorpora os seguintes valores:
i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual,
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350,
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 25 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da
CDE Conta-Covid.
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
18. Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET.
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
19. Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº.
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do
PRORET.
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
20. Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET.
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER
21. Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008,
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento
de energia elétrica ao SIN.
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)
22. Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de
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Fls. 26 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos
percentuais de P&D e PEE.
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição
23. 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.
24. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
a. Custo de Rede Básica
25. Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras,
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de
forma proporcional às suas quotas-partes.
26. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora,
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, valoradas
pelas tarifas vigentes homologadas em junho de cada ano.
b. Custo de Conexão
27. Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
28. 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.
29. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de
serviço, sem efeitos retroativos.
30. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considerase adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de
aniversário da concessionária de distribuição.
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional
31. Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição
32. Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras
Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as
partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de
demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
3. Compra de Energia
33. 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.
34. 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 28 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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".
35. 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.
36. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas
a seguir:
i)
Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto n° 7.246, de
28/07/2010; as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da
desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de
licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano.
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do
Decreto nº 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos
empreendimentos e de fontes alternativas;
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n°
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
iv)
Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra no Submódulo 12.6 do PRORET;
v) 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;
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
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Fls. 29 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Potência, realizado em 25/11/2015;
viii)
Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº
9.074, de 7/7/1995, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004;

ix) Suprimento: refere-se à energia comercializada entre
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é
estabelecida pela ANEEL;
x) Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto.
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
37. 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.
38. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não
técnicas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas
representam o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos
processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não
técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia,
erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, dentre outros.
39. 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 de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica14.
40. 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
14 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada
acessante da referida instalação.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado.
b. Valoração da Compra de Energia
41. O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais,
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
42. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº
10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004.
43. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
déficits15
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou considerando o período de
referência em questão.
44. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos
Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com
Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.
45. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.
D. Cômputo da Parcela B
46. O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que
estabelece que o Valor da Parcela "B", VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
15 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida,
ambos relativos ao período de referência.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
47. Já o valor da Parcela "B" (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é
calculado da seguinte forma:
VPB1 = VPB0 x (IGPM – X)
onde:
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas,
ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o
do mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice
sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
48. O Fator X16 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o
equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir
essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
49. O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de
energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das
unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das
distribuidoras
50. 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 2.2 – Custos Operacionais do PRORET.
51. Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da
qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o
comportamento de indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados
indicadores dos serviços técnicos e comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes
indicadores e o atendimento aos padrões estabelecidos pela ANEEL.
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico
52. 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
16 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramse nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET17.
53. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste
tarifário anual são:
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais
54. Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os
respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC.
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
55. Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária
anual são atualizados pela Selic18.
➢ Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA
e na CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional.
➢
Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização,
foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao
cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.
➢
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam
salvos no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet.
17
Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

18 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002,
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à
data do reajuste.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 33 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.
56. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n°
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de
juros SELIC verificada.
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia
57. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET19, aprovado
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia
58. Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.
6. Demais Componentes Financeiros
59. Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
60. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
61. 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.
62. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária
vigente.
19
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 34 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
63. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET,
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
64. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes
sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
e aquicultura em horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural
e; serviço público de irrigação.
65. 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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 35 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
ANEXO II
RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADOS DO MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do
PRORET20.
No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela II.1 – Saldo apurado da CVA
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no
cálculo do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 7,82% e
está detalhado no gráfico a seguir:
20 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela
aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário.
Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01

Fls. 36 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Gráfico II.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,43% de redução no
reajuste das tarifas.
5. A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram
significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.
ESS/EER
6. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação
de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde
(PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.
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Fls. 37 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela II.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE
7. Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no
processo tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão
apresentados nos Gráficos II.2. II.3 e Tabela II.3.
R$30
Milhões
R$25
R$20
R$15
R$10
R$5
R$0
-R$5

ESS Alívio Retroativo ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO Cobertura
Gráfico II.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS
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Fls. 38 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
R$8
Milhões
R$7
R$6
R$5
R$4
R$3
R$2
R$1
R$0

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico II.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela II.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
8. Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor
de R$ -35.997.785,37, o que representou uma redução no impacto da CVA de 0,71%.
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. 39 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela II.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
10. O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a
área em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração.
Milhões
450 40
401
400
20
350
300 -
244 244

250 229 232 232 232 232 232 225 232 232 232 232
217 222 217 212 217 215 217 217 215 214 210
205 (20)
200
150 (40)
100
(60)
50
0 (80)
jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico II.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
11. A Tabela II.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do
Método 3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela II.6 apresenta os deltas, dos itens da
Energia apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
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Fls. 40 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0

CCEAR-Q CCEAR-D CCEN Itaipu BILATERAL CCGF MCSD EN
Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
Gráfico II.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
13. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 5,44% pode ser segregado para
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão
detalhados no gráfico a seguir a seguir.
Gráfico II.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de
energia
14. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da
CVA.
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Fls. 42 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela II.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de
energia, segregado em Método 2 e 3
Glosa de Energia
15. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.
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Fls. 43 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela II.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
16. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
seguintes resultados:
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/01/2020 e 01/01/2021,
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 41.225.046,18 a preços de
março/2021.
•
Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 875.654 MWh, que representa
9,23% do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo
considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante
definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor recalculado com o montante de
exposições/sobrecontratações involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste
processo tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2022.
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado
financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ -3.062.984,41.
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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Fls. 44 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
1.000
900
800
700
600
GWh
500
400
300
200
100
0
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico II.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
18. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro
no mercado de curto prazo 21 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
35 600
MILHÕES R$/MWH
30
500
25
R$
20 400
15 R$ 29,6
R$ 28,8
300
10
R$ 12,6 R$ 14,9 R$ 13,0 R$ 12,4
5 200
R$ 5,8 R$ 4,7
R$ 1,6
0
-R$ 4,7 100
-R$ 6,9
-5
-10 0
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 II.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Conta Bandeira
21 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com
base na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço
e tarifa média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço
Médio dos contratos (Pmix).
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Fls. 45 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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 previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e "ESS" da Conta
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação.
Tabela II.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão
de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira
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 de 0,21%.
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Fls. 46 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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, chegando a um percentual líquido de 4,23%22.
Tabela II.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
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 sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de janeiro de 2020 a janeiro
de 2021, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 10,09%.
22 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.
DOCUMENTO Superintendência ASSINADO DIGITALMENTE de Gestão POR: Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
DAVI ANTUNES LIMA, DEVETH LIMA FERREIRA, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, FABIANO COSTA CAMILO