REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2862/2021
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 Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A – Equatorial Alagoas.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-05-03
Autor: ANEEL

Nota Técnica N° 79/2021-SGT/ANEEL
Em 23 de abril de 2021.
Processo: 48500.005031/2020-02
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD referentes
à CEAL - Companhia Energética de Alagoas 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 da CEAL - Companhia
Energética de Alagoas1, a vigorar a partir de 03 de maio de 2021, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sexta do
Contrato de Concessão de Distribuição 002/2019 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 CEAL, sediada na cidade de Maceió/AL, atende aproximadamente 1,17 milhões de
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual
na ordem de R$ 1,8 bilhões.
1 O Contrato de Concessão de Distribuição n° 002/2019, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de
energia elétrica na área de concessão da Companhia Energética de Alagoas, denominada nesta Nota Técnica de CEAL,
estabelece a data de 03 de maio para a realização de reajuste tarifário anual de 2021 da concessionária.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 48581.000345/2021-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Tabela 1 - Unidades Consumidoras e consumo mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 1.060.327 | 147.818 | 40,7% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 2.055 | 71.729 | 19,8% |
| Comercial | 65.940 | 59.114 | 16,3% |
| Rural | 32.663 | 27.100 | 7,5% |
| Iluminação Pública | 261 | 20.863 | 5,8% |
| Poder Público | 9.027 | 13.502 | 3,7% |
| Serviço Público | 1.815 | 20.831 | 5,7% |
| Demais classes | 98 | 1.788 | 0,5% |
| Total | 1.172.186 | 362.745 | 100% |

Fonte: SAMP – competência março/2021.
3. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.684, de 28/04/2020, o reajuste tarifário
Anual da CEAL representou, em média, uma variação das tarifas homologadas anteriormente de 9,85%.
4. Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia
de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.684/2020 só tiveram sua vigência a partir de 1º
de julho de 2020, permanecendo entre 3 de maio e 30 de junho de 2020, as homologadas em 2019 (REH
2.540/2019), conforme estabelecido no artigo 11 da REH 2.684/20202.
5. 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.
6. Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF3 e a
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM4.
2
Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até 30 de junho de 2020, foi necessário no
âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de componente financeiro específico, bem como processamento de
ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao período de 03 de maio a 30 de junho de 2020, conforme seção G4.
3
Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00).
4 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005031/2020-02

Fls. 3 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
7. Em 13 de janeiro de 2021, a SFF, por meio do memorando nº15/2021-SFF/ANEEL, o qual
encaminha Nota Técnica nº 8/2021-SFF/ANEEL, de mesma data, apresentou a segregação dos valores da
Base de Remuneração nos termos da MP 998. Em 25 de janeiro de 2021 foi publicada a Portaria MME nº
483/GM, que autorizou o pagamento à CEAL, com recursos da RGR, dos valores não depreciados dos
ativos de distribuição classificados como Sobras Físicas, nos termos da MP 998. E, em 02 de fevereiro de
2021 foi emitido o Despacho nº 219/2021 que estabelece os ajustes a serem efetuados no reajuste
tarifário de 2021 em decorrência da referida MP e Portaria.
8. O Memorando nº 50/2021-SRM/ANEEL5, de 30/03/2021, informou que não há contratos
bilaterais de compra e venda de energia elétrica celebrados pela CEAL.
9.
Em 17, 20 e 22 de abril de 2021, a SGT realizou reuniões virtuais com os representantes da
CEAL, 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.
10. Em 12 de abril de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 82/2021-SFF/ANEEL6, com os
valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, além
de informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras
relativas à CEAL.
11. Em 12 de abril de 2021, A CEAL emitiu Ofício C.E-EQTL – nº 15/2021, em resposta ao Ofício
Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL, no qual informa que acerca das receitas previstas no §3º do
Art.70-A, no §7º do Art. 88 da REN 414/2010 e §2º do Art. 9º da REN 376/2019, o saldo contabilizado até
a competência de dezembro/2020 é R$ 299.610,51.
12. Em 21 e abril de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a CEAL encontra-se adimplente com suas obrigações
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei
n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
13. Em 22 de abril de 2021, a CEAL protocolou o Ofício C.E – REG – EQTL AL nº 024/2021,
retificado pelo ofício C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021 de 23 de abril de 2021 por meio do qual requisitou
a utilização no cálculo dos créditos de PIS e COFINS no montante de R$ 146.536.810,46, assim como
solicitou o diferimento dos valores de Rede Básica, no montante de R$ 200.003.615,00, com objetivo de
mitigar o efeito do reajuste para o consumidor final.
5
Documento SIC nº 48580.000192/2021-00.
6 Documento SIC nº 48536.001325/2021-00.
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Fls. 4 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
14. Em 23 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da CEAL as
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
III - DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
15. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEAL conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,62%, sendo de 13,03%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 7,02%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 2 - Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 13,03%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,02%
Efeito Médio AT+BT 8,62%
16. A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se
deve em boa parte pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores
da AT, como o aumento da CDE e dos custos de rede básica. Esse fator é potencializado em função da
grande participação de consumidores livres no mercado da empresa.
17. O efeito médio de 8,62% 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.
18. Conforme apresentado na Tabela 2, 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) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo
variações.
19. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 17,40% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 2,45%, conforme
tabela seguinte:
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Fls. 5 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Tabela 3 – Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.456.041.735 | 27,4% | 17,40% | 67,4% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 297.039.679 111,7% | 8,70% | 13,8% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.446.981 | 6,8% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 75.789.334 | 30,8% | 0,99% | 3,5% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 57.800.877 | 3,21% | 2,7% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 72.213.954 | 4,01% | 3,3% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 39.246.024 | 0,3% | 0,01% | 1,8% |
| PROINFA | 32.128.987 | 36,9% | 0,48% | 1,5% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 17.413.522 | -0,4% | 0,00% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 301.519.297 | 57,0% | 6,07% | 14,0% |
| Rede Básica | 255.331.111 | 76,2% | 6,13% | 11,8% |
| Rede Básica Fronteira | 29.222.050 -18,1% | -0,36% | 1,4% |  |
| Conexão | 11.841.456 | 46,6% | 0,21% | 0,5% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 5.124.681 | 50,0% | 0,09% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 829.857.998 | 5,9% | 2,56% | 38,4% |
| Receitas Irrecuperáveis | 27.624.760 | 4,2% | 0,06% | 1,3% |
| PARCELA B | 703.717.620 | 6,7% | 2,45% | 32,6% |
| IRT | 2.159.759.354 19,84% | 19,84% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (199.397.610) | -11,06% |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 90.626.138 | 5,03% |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 71.071.320 | 3,94% |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.943.436 | 0,39% |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 71.901.993 | 3,99% |  |  |
| Neutralidade de Parcela A | 28.212.837 | 1,57% |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 48.231.435 | 2,68% |  |  |
| Garantias financeiras (CCEAR) | 2.023.775 | 0,11% |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 60.114.251 | 3,34% |  |  |
| Ajuste CUSD | 418.542 | 0,02% |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (55.884.785) | -3,10% |  |  |
| Reversão Conta-Covid | (329.503.853) | -18,28% |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (146.536.810) | -8,13% |  |  |
| Reperfilamento de custos RBSE | (33.898.997) | -1,88% |  |  |
| Diferimento - Rede Básica | (200.003.615) | -11,10% |  |  |
| Reversão para modicidade tarifária | (299.641) | -0,02% |  |  |
| Reconhecimento Postergação Tarifas 2020 | 24.752.078 | 1,37% |  |  |
| Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020 | 168.027.646 | 9,32% |  |  |
| Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021 | (5.593.360) | -0,31% |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,16%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,62%
20. O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Gráfico 1 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
21. Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,5% para o ICMS e
5,6% para o PIS e COFINS (total de 26,1% por dentro), o que equivale a uma majoração de 35,4% por fora
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Gráfico 2 - Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
22. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da área de concessão da CEAL nos últimos dez anos, 84,44%, comparada com a variação do IGP-M
(122,51%) e IPCA (71,91%) no mesmo período.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Gráfico 3 - Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)
IV - DA ANÁLISE
IV.1. Metodologia Aplicada
23. Conforme detalhado no Anexo I.
IV.2. Período de Referência
24. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da CEAL é de maio/2020 a
abril/2021.
IV.3. Receita Anual
25. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
representando um faturamento anual de 1.802.181.900, conforme demonstrado na Tabela a seguir.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Tabela 4 - Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 3.228.790 | 1.672.874.662 |
| A3 (69 kV) | 130.039 | 42.255.602 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 696.953 | 323.759.085 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 2.401.798 | 1.306.859.975 |

Livres A1 - 13

Demais Livres 687.101 116.922.998
Distribuição 17.861 1.847.107
Geração - 10.537.120

Total 3.933.752 1.802.181.900
IV.4. PARCELA A
IV.4.1. Encargos Setoriais
26. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 5 - Encargos Setoriais
Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)

| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.291.617 | 2.446.981 | Módulo 5.5 do PRORET |
| --- | --- | --- | --- |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 57.922.322 | 75.789.334 | Projeção SGT |
| CDE Conta Covid | - | 130.014.832 | Despacho 181/2021 |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 39.140.575 | 39.246.024 | Dsp 2Q |
| PROINFA | 23.463.581 | 32.128.987 | ReH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 17.483.454 | 17.413.522 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 140.301.549 | 297.039.679 |  |

27.
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 8,70%. Destaca-se
que está sendo considerado o 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 072/20207,
que contribuiu para um efeito médio de 0,99%.
7Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021, foram
utilizados como previsão (cobertura) os valores provisórios, submetidos pela ANEEL à consulta pública, conforme Nota Técnica
nº 238/2020-SGT/ANEEL (Documento Sic. 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença em relação aos valores
efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
28. Nesse ponto, destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de
componente novo do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, referente ao pagamento do
empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os
recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020 e para a amenização dos
efeitos tarifários no período de pandemia de Covid-198. Os efeitos, neste processo, decorrentes da parcela
de CDE Conta Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid alocada na TUSD são, respectivamente,
de 4,01% e 3,21%.
IV.4.2. Transmissão
29. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 6 - Custo total de transmissão de energia elétrica
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)

| Rede Básica | 144.891.856 | 255.331.111 |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica Fronteira | 35.685.441 | 29.222.050 |
| Conexão | 8.076.177 | 11.841.456 |
| Uso do sistema de distribuição | 3.416.830 | 5.124.681 |
| Total dos Custos de Transporte | 192.070.304 | 301.519.297 |

30. Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de 57,0% correspondem a um efeito médio
de 6,07%. Destacam-se os custos com a Rede Básica e Rede Básica Fronteira, com impacto conjunto de
5,77%, devido à aplicação das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) para o ciclo 2020-2021, publicadas por meio das Resoluções homologatórias nº 2.725
e 2.726/2020, respectivamente.
31. A expressiva variação dos custos de Rede Básica e Conexão decorre: (i) das cassações das
liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do processamento de
revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas devido à ausência de
definição de metodologia empregada; (iii) e do aumento de custos referentes a novas instalações de
transmissão.
8 No caso da CEAL, destaca-se que o crédito associado à Conta Covid contribuiu com a postergação do efeito do reajuste
tarifário de 2020 de 5 de maio para 1º de julho daquele ano. Ademais, contribui significativamente para amenização do efeito
médio, via componentes financeiros negativos, conforme indicado na Tabela 14 dessa nota técnica.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
IV.4.3. Compra de Energia
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
32. A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da
CEAL.
Tabela 7 - Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 21,95% | 21,95% | CC nº 002/2019. |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 10,34% | 10,34% | CC nº 002/2019. |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 2,66% | 2,66% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 2.401.798 2.401.798 | SAMP |  |

33. A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica a CEAL para atendimento ao
seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de venda
da concessionária.
Tabela 8 - Energia Requerida (MWh) – DRP
Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)

| Mercado Total | 3.228.790 | 3.228.790 |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 3.228.790 | 3.228.790 |
| Consumidores Livres | 704.962 | 704.962 |
| Perdas Totais | 1.158.069 | 1.158.069 |
| Perdas Rede Básica | 113.723 | 113.723 |
| Perdas na Distribuição | 1.044.346 | 1.044.346 |
| Perda Não Técnica | 527.195 | 527.195 |
| Perda Técnica | 517.152 | 517.152 |
| Energia Requerida | 4.386.859 | 4.386.859 |

IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia
Tabela 9 - Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

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

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Fls. 11 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
34. A Tabela a seguir demonstra o resumo dos 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 10 - Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 3.463.127 | 3.258.573 | 212,48 | 692.375.114 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.170.411 | 2.042.213 | 237,82 | 485.672.472 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 665.234 | 625.941 | 191,98 | 120.169.285 |
| Madeira e Belo Monte | 627.483 | 590.420 | 146,56 | 86.533.358 |
| Energia Base | 1.194.169 | 1.128.286 | 121,85 | 137.482.884 |
| Cota Angra I/Angra II | 134.502 | 126.557 | 249,64 | 31.593.696 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 980.910 | 922.972 | 114,73 | 105.889.188 |
| PROINFA | 78.757 | 78.757 | - | - |
| Total | 4.657.296 | 4.386.859 | 189,17 | 829.857.998 |

35. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a CEAL, em função do Mercado
de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$829.857.998,10 e levaram a uma variação no efeito
médio de 2,56%. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente
dos contratos de CCEAR – por disponibilidade (impacto de 1,49%), assim como o reajuste das cotas
decorrentes da Lei nº 12.783/2013 (impacto de 0,68%).
36. A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:
Tabela 11 - Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Existente - CCEAR-QTD | 16.632 | - | -100% | 188,85 | - | -100% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 1.823.947 | 2.170.411 | 19,00% | 233,73 | 237,82 | 1,75% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 639.990 | 665.234 | 3,94% | 181,58 | 191,98 | 5,73% |
| Madeira e Belo Monte | 627.483 | 627.483 | 0,00% | 138,77 | 146,56 | 5,61% |
| Cota Angra I e Angra II | 134.513 | 134.502 | -0,01% | 269,75 | 249,64 | -7,46% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.060.110 | 980.910 | -7,47% | 107,55 | 114,73 | 6,67% |
| Proinfa | 70.311 | 78.757 | 12,01% | - | - | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 13.874 | (270.437) | -2049% | 176,57 | 192,63 | 9,1% |
| TOTAL | 4.386.859 | 4.386.859 | 0,0% | 179,06 | 189,17 | 5,6% |

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Gráfico 5 - Comparação da variação do custo de energia
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis
37. Para a CEAL, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe
de consumo, estão descritos na tabela abaixo:
Tabela 12 - Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo

| Descrição | Receita (R$) | Percentual RI | Reais RI |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 905.939.892 | 1,44% | 19.230.026 |
| Industrial | 186.050.864 | 1,05% | 2.879.645 |
| Comercial | 330.980.971 | 0,72% | 3.522.559 |
| Rural | 90.185.975 | 1,18% | 1.568.697 |
| Iluminação Pública | 88.714.570 | 0,05% | 61.463 |
| Poder Público | 79.553.519 | 0,23% | 269.715 |
| Serviço Público | 106.537.071 | 0,06% | 92.655 |
| Demais | 14.219.038 | 0,00% | - |
| TOTAL | 1.802.181.900 | 1,04% | 27.624.760 |

38. Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da CEAL é de 27.624.760,
contribuindo para o efeito médio de 0,06% no atual reajuste.
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IV.5. PARCELA B
39. A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros
associados:
Tabela 13 - Cálculo da Parcela B

| Descrição | Valores | Referência |
| --- | --- | --- |
| (1) Parcela B Ano Anterior | 654.326.042 | TUSD aplicada ao Mercado |
| (2) Fator DR1/Fator PB | 1,03793 | SGT/ANEEL |
| (3) Parcela B econômica = (1)*(2) | 679.144.304 | SGT/ANEEL |
| (4) IPCA | 6,91% | Indicador econômico oficial |

(5) Fator X -0,52%

(5.1) Componente Pd do Fator X 0,00% Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X 0,00% CC nº 002/2019.
(5.3) Componente Q do Fator X -0,52% PRORET 2.5 A
(6) UDEROR 25.909.515

(6.1) Outras Receitas (OR) 15.590.414 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 6.607.271 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 3.711.831 Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 703.717.620
40. A atualização da Parcela B representou 2,45% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IPCA, de 6,91% no período de referência, descontada do Fator X (apurado em
-0,52%), além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e
Ultrapassagem de Demanda (UD).
41. Ainda sobre a Parcela B, insta frisar que foram realizados os ajustes econômicos e
financeiros em razão dos impactos da segregação dos ativos constantes do Laudo de Avaliação da Base
de Remuneração Regulatória da Equatorial Alagoas, nos termos da Lei nº 14.120, de 2021, decorrente da
conversão da Medida Provisória nº 998, de 2020.
42. Nesse contexto, a Parcela B foi ajustada para considerar os efeitos econômico de redução
de 0,807%, com impacto no efeito médio de -0,29%; e efeitos financeiros de -0,31%, totalizando uma
redução de -0,61% no efeito médio ao consumidor, de acordo com o Despacho ANEEL nº 219, de 2 de
fevereiro de 2021.
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
43. A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros:
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Tabela 14 - Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 90.626.138 | 5,03% |
| CVA em processamento -Transporte | 71.071.320 | 3,94% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.943.436 | 0,39% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 71.901.993 | 3,99% |
| Neutralidade de Parcela A | 28.212.837 | 1,57% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 48.231.435 | 2,68% |
| Garantias financeiras (CCEAR) | 2.023.775 | 0,11% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 60.114.251 | 3,34% |
| Ajuste CUSD | 418.542 | 0,02% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (55.884.785) | -3,10% |
| Reversão Conta-Covid | (329.503.853) | -18,28% |
| Crédito de PIS/COFINS | (146.536.810) | -8,13% |
| Reperfilamento de custos RBSE | (33.898.997) | -1,88% |
| Diferimento - Rede Básica | (200.003.615) | -11,10% |
| Reversão para modicidade tarifária | (299.641) | -0,02% |
| Reconhecimento Postergação Tarifas 2020 | 24.752.078 | 1,37% |
| Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020 | 168.027.646 | 9,32% |
| Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021 | (5.593.360) | -0,31% |
| Total | (199.397.610) | -11,06% |

44. Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -11,06% no atual reajuste da CEAL.
45. Destaca-se, com valores positivos, o financeiro de recomposição dos diferimentos
referentes à Revisão Tarifária Extraordinária de 2020, com impacto de 9,32%, diferimentos estes
requeridos pela concessionária no referido processo tarifário.
46. Outro item com impacto positivo foi a Compensação de Variação de Valores (CVA) em
processamento Energia, com efeito de 5,03%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no
último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária
no período de apuração da CVA.
47. O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo da CVA
em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo tarifário.
48.
Outra parcela a destacar nos componentes financeiros positivos é a de CVA Saldo a
Compensar, com impacto de 3,99%, em decorrência de efeitos retroativos de CVA das competências
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Fls. 15 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
relativas aos anos de 2018 e 2019, nos termos do Despacho ANEEL nº 2.324 , de 11 de agosto de 2020.
Em oportuno, por ser financeiro extraordinário, seu impacto finda neste reajuste.
49.
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento –
Transporte, com efeito de 3,94%, 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, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020.
Reversão dos valores da Conta COVID
50. Merecem destaque ainda os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores
transferidos para a CEAL de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a parcela
dos valores recebidos pela CEAL da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem
aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de -18,28% neste
reajuste tarifário.
Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
51. A consideração da antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes
da exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS, como componente financeiro negativo
extraordinário a ser compensado do montante total habilitado pela Receita Federal do Brasil, no valor de
R$ 146.536.810, impactaram em -8,13%. Importante destacar que o montante foi requerido pela
concessionária, por meio do Ofício C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021 de 23 de abril de 2021.
Outros mecanismos de mitigação do efeito tarifário
52. Além da Conta COVID, muitos esforços foram feitos para implementação de mecanismos a
fim de minimizar os impactos ao consumidor do presente processo tarifário, conforme detalhado a seguir.
Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE:
53. 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 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."
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Fls. 16 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
54. Considerando que durante os ciclos 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. Em razão da pressão tarifária a
que o setor elétrico vem sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela
alternativa de "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, todas 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 15.
Tabela 15 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
Concessionária Contrato de Concessão Processo de Revisão (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 |

55. Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o
ciclo 2021/2022 e do 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.
56. Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, data a partir da qual serão efetivamente
aplicadas. Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, optou-se, de forma
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$ -33.898.997, 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 -1,88%.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REHs nº 414/2010 e 376/2009):
57. Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à
modicidade tarifária, associados REHs nº 414/2010 e 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 nº414/2010; (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.
58. Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular nº 08/2021,
a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 representa R$ -299.641,
contribuindo para redução do efeito em -0,02%.
59. Cumpre ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização
da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
Diferimento de Custos de Transmissão:
60. Por fim, adicionalmente às medidas adotadas para mitigação das tarifas, por meio Ofício
C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021 de 23 de abril de 2021 a CEAL requereu o diferimento custos de Rede
Básica no valor de R$ 200.003.615, o que contribuiu com efeito em -11,10%.
V - SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
61. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de março/2021 a fevereiro/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 março/2020 a fevereiro/2021.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Tabela 17 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 886.456 | 2.376.793 | 3.263.249 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 142.036 | 528.662 | 670.699 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (4.653) | 591.135 | 586.482 |
| Subsídio Rural | 131.383 | 516.061 | 647.444 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 418.614 | 1.421.198 | 1.839.812 |
| Total | 1.573.837 | 5.433.849 | 7.007.686 |

VI - DO FUNDAMENTO LEGAL
62. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta do Contrato de Concessão nº 002/2019.
VII - DA CONCLUSÃO
63. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 002/2019, no que consta
do Processo nº 48500.005031/2020-02 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da CEAL, correspondendo a um efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 8,62% sendo de 13,03% em média para os
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 7,02% 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 CEAL;
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.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
VIII - DA RECOMENDAÇÃO
64. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
(Assinado digitalmente)
FERNANDO DA COSTA BACCIN
Analista Administrativo
(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
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
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 tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência).
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 9 , 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 A | Procedimentos Gerais | 1.0 | 24/02/2017 |
| --- | --- | --- | --- |
| 3.2 A | Custos de Aquisição de Energia | 1.1 | 25/01/2018 |
| 3.3 A | Custos de Transmissão | 1.0 | 24/02/2017 |
| 3.4 A | Encargos Setoriais | 1.0 | 24/02/2017 |

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

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

Módulo 5 – Encargos setoriais

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

5.4 Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 1.0 28/12/2018
Reserva - EER
9 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 21 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.

5.5 Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 1.1 31/05/2016
5.6 Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 1.1 23/10/2018
Módulo 6 – Demais Procedimentos

| 6.1 | Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia | 1.0 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 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
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 da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de
Serviços).
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens:
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis;
7. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica.
8. Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação:
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Fls. 22 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
ܴܴ = ܸܲܣ + ܸܲܤ
onde:
RR: Receita Requerida;
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação
setorial;
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação
da Inflação (IVI) e o Fator X;
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento
tarifário;
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da
ANEEL.
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados
no Período de Referência; e
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária
periódica em processamento, quando for o caso.
9. A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA
10. O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste.
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL
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Fls. 23 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
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.
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A
12. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii)
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis.
13. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET.
III.3.1. Encargos Setoriais
14. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 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:
 o desenvolvimento energético dos Estados;
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda;
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária;
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;
 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
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Fls. 24 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
 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.
15. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário
incorpora os seguintes valores:
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante
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.
b) quota anual da CDE – CONTA COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos
termos da REN 885/2020,0 mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução
Normativa nº 885, de 23/6/2020.
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID.
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do
PRORET;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;
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Fls. 25 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais,
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 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;
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto,
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição
16. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
17. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
18. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005031/2020-02

Fls. 26 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
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 quotaspartes.
19. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL
por meio de Resolução Homologatória.
20. Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio
de Resolução Homologatória específica.
21. O Custo de Conexão 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 das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
22. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.
23. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo,
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos.
24. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da
concessionária de distribuição.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
25. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do
montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL,
em R$/MW.
26. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição 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.
III.3.3 Compra de Energia
27. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
28. A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
29. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia
vigentes na data da revisão.
30. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005031/2020-02

Fls. 28 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a
500 GWh/ano;
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas;
 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 complementação do montante de energia elétrica necessário para
o atendimento à totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do
PRORET;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET;;
 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;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
Potência, realizado em 25/11/2015;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995,
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005031/2020-02

Fls. 29 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
 Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no
Art. 15 do mesmo decreto;
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
31. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.
32. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
33. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica10.
34. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores
10 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 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
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.
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia
35. O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
36. 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.
37. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 11 considerando o período de
referência em questão.
38. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais,
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos
Renovados, e Contratos de Suprimento.
39. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis
40. Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe
11 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos relativos ao
período de referência.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora,
conforme fórmula abaixo:
ோோ ାி௜௡௔௡௖௘௜௥௢௦ାோ௘௖௘௜௧௔ ௗ௘ ஻௔௡ௗ௘௜௥௔௦
ܸ ோூ= × {∑( ߩ ௖× ܴܫ ௖) }
஼
(ଵିூ஼ெௌି௉ூௌି஼ைிூேௌ)
Onde:
ܸ
ோூ: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
ܴܴ : receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI;
ܨ݅݊ܽ݊ܿ݁݅ݎ݋ݏ : Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET
submódulo 4;
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses;
ߩ ௖: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
ܴܫ ௖: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B
41. Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela
"B" na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma:
ܸܲܤ 0௜= ܷܶܵܦ ݔ ܯ݁ݎܿܽ݀݋ ܴ݂݁
௙௜௢ ஻ ௩௜௚௘௡௧௘
ܸܲܤ 1௜= ܸܲܤ 0௜ ݔ ܨܽݐ݋ݎ ܾܲ ݔ ( ܫܲܥܣ − ܺ ) − ܱܴ , ܷܦ , ܧܴ
௜ିଵ ௜
Onde:
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência;
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de
potência faturados no Período de Referência;
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária
periódica em processamento, quando for o caso;
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento;
Fator ࡼ࢈ ି૚: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e
࢏
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior,
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo
2.7A; e
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A.
42. Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas
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Fls. 32 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER),
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado.
43. Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator
Pb ୧ିଵ, definido como:
ܸܲܤ 1௜ିଵ + ܱܴ , ܷܦ , ܧܴ
௜ିଵ
ܨܽݐ݋ݎ ܾܲ ݅ −1 =
ܸܲܤ 1௜ିଵ
Onde,
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados
no último processo tarifário.
44. O Fator X12 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no
Submódulo 2.5ª do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula
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.
45. 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.
46. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET.
47. Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela
ANEEL.
12 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 33 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
48. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1,
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET13.
49. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário
anual são:
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela "A".
 Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindose os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25,
de 24/1/2002.
 A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior.
 Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada
especificamente para este fim.
 A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias:
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais,
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes
financeiros relacionados à Parcela A.
13 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

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Fls. 34 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia,
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas
Irrecuperáveis.
 A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET.
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério
da Fazenda (MF).
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados
Selic14.
pela
 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.
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento
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.
14 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1° e 2º do Art.
6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do reajuste tarifário são
atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema
Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa
média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias
anteriores à data do reajuste.
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Fls. 35 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET15, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de
reajuste tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
50. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
51. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
52. 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.
53. 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
54. 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.
15
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Fls. 36 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
55. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA
CDE
56. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas
controversas no orçamento anual da CDE.
57. Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201616, de 14 de junho de 2016, publicar
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.
58. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE
sobre as glosas realizadas.
16 Publicada em 16 de junho de 2016.
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Fls. 37 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens da
Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os eventos
tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do PRORET17. No
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste
tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da
CVA saldo a compensar no processo tarifário.
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 9,36% e está
detalhado no gráfico a seguir:
Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela aplicação do
17
Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2, é apurada a diferença entre
o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura
tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.
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Fls. 38 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,58% de redução no reajuste das
tarifas.
5. A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram significativos
no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.
ESS/EER
6. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação de
usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação em que
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE
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Fls. 39 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
7. Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo
tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados nos
Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3.
R$18
Milhões
R$16
R$14
R$12
R$10
R$8
R$6
R$4
R$2
R$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
-R$2

ESS Alívio Retroativo ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO Cobertura
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS
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Fls. 40 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
R$4
Milhões
R$4
R$3
R$3
R$2
R$2
R$1
R$1
R$0

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
8. Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho ANEEL n°
986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros disponíveis no fundo
de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor de R$ -19.600.133,39, o
que representou uma redução no impacto da CVA de 1,07%.
Compra de Energia
9. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra
de energia da distribuidora.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
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Fls. 41 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
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.
183 Milhões
185 -
182

179 179 179 179 179 179 179 179 179 179 179 179
180 178 (5)
(10)
175 173

170 170 170 (15)
170 168
167
(20)
165 165
165
(25)
160 159
(30)
155
(35)
150 (40)
145 (45)
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 I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
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Fls. 42 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
11. A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3,
cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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Fls. 43 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
12. O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura
tarifária econômica concedida.
300
250
200
150
100
50
0

CCEAR-Q CCEAR-D CCEN CCGF MCSD EN
Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
13. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 5,03% pode ser segregado para cada
tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação da
receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-D, Risco
Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas, conforme
custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão detalhados no gráfico a seguir a
seguir.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
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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.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
15. Verifica-se que os itens que contribuíram com maior impacto para a CVA Energia foram os
riscos hidrológicos vinculados aos CCEAR-Q repactuados e aos contratos de cotas da Lei 12.783/2013.
Glosa de Energia
16. 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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Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
17. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi
calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes
resultados:
 O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/02/2020 e 01/01/2021, com base em
dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -14.627.508,20 a preços de abril/2021.
 Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 197.191 MWh, que representa 4,58% do Mercado
Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido no Decreto nº 5.163/2004, não
há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do mercado de curto prazo.
 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$
39.191.385,09.
18. 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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450
400
350
300
GWh 250
200
150
100
50
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 I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
19. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado
de curto prazo18 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no
gráfico anterior.
7 350
MILHÕES
R$/MWH
6
300
5
R$ 250
4
3 R$ 5,8 200
R$ 4,4

2 R$ 3,6 R$ 4,2 R$ 4,1 150
1 R$ 2,3
100
0 -R$ 0,1 R$ 0,2

-R$ 0,5 -R$ 0,4 -R$ 0,4
-R$ 1,1 50
-1
-2 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

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
18 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com base na diferença
entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço e tarifa média), o custo ou receita
decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço Médio dos contratos (Pmix).
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Fls. 47 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Conta Bandeira
20. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. Também
devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e "ESS" da Conta Bandeira, pois
pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens de custos são
considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta forma, a tabela a
seguir apresenta o resultado dessa comparação.
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira
21. Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o
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Fls. 48 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi
de 4,09%.
22. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e ESS/CONER,
chegando a um percentual líquido de 6,09%19.
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
23. Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, de
forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite de
sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de fevereiro de 2020 a janeiro de 2021, o
nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 5,06%.
19 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas.
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ANEXO III – ANÁLISE DOS PLEITOS DA DISTRIBUIDORA
1. Em 23/04/2021, por meio da Carta C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021, a concessionária
solicitou a consideração da antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS, como componente financeiro negativo
extraordinário a ser compensado do montante parcial habilitado pela Receita Federal do Brasil, no valor
de R$ 146.536.810,46.
2. Adicionalmente, no mesmo ofício a concessionária requereu a inclusão de diferimento
adicional de R$ 200.003.615,00. O valor em questão deverá ser revertido no próximo processo tarifário,
sendo garantida à concessionária a correção pelo IPCA.
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
DAVI ANTUNES LIMA, FERNANDO DA COSTA BACCIN, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, FRANCISCO DE MATTOS FAE