REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2927/2021
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 Elektro Eletricidade e Serviços S.A - Elektro.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 197/2021-SGT/ANEEL
Em 20 de agosto de 2021.
Processo nº: 48500.005021/2020-69
MINUTA
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à ELEKTRO - Elektro Eletricidade e
Serviços S/A. (Elektro) e demais providências
autorizada.
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de
2021.
não
Divulgação
I. DO OBJETIVO
aprovação.
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021, a vigorar a
partir de 27 de agosto de 2021, calculado em conformidade com as disposições legais e normativas,
à
sujeita
com as regras estabelecidas na Cláusula Oitava do Contrato de Concessão de Distribuição 187/1998
e seus termos aditivos e com a metodologia de cálculo descrita nas versões vigentes dos
documento
Submódulos do PRORET e sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica.
de
preliminar II. DOS FATOS
2. A Elektro Eletricidade e Serviços S.A. - ELEKTRO, sediada na cidade de Campinas - SP,
Versão
atende aproximadamente 2,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa atualmente o faturamento anual na ordem de R$ 7,2 bilhões.
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 2.421.515 | 394.901 | 26,2% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 20.171 | 726.497 | 48,1% |
| Comercial | 200.894 | 162.717 | 10,8% |
| Rural | 130.592 | 88.210 | 5,8% |
| Iluminação Pública | 6.399 | 43.905 | 2,9% |
| Poder Público | 19.755 | 20.450 | 1,4% |
| Serviço Público | 3.971 | 58.960 | 3,9% |
| Demais classes | 261 | 13.451 | 0,9% |
| Total | 2.803.558 | 1.509.091 | 100% |

* Fonte: SAMP – competência junho/2021.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 48500.005021/2020-69

Fls. 2 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
3. Em 25 de agosto de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2020 da
ELEKTRO, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.762/2020, por meio da qual as tarifas
foram, em média, reajustadas em 5,36%.
4. Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou à Superintendência de Regulação de
Mercado – SRM1 e à Superintendência de Fiscalização Financeira - SFF2 informações pertinentes a
cada superintendência acerca do processo de reajuste tarifário da Distribuidora.
MINUTA
5. Em virtude da crise de saúde pública, em 30 de junho de 2021, a SGT realizou reunião
virtual com os representantes da ELEKTRO, prestando os esclarecimentos cabíveis acerca da
metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a serem observados para
autorizada.
entrega de informações e documentos.
6. O Memorando nº 131/2021-SRM/ANEEL3, de 28 de julho de 2021, informou que a
não
Elektro não possui contratos bilaterais de compra e venda de energia.
Divulgação
207/2021-SFF/ANEEL4,
7. Em 3 de agosto de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº
validando os Pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras.
aprovação.
8. Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, evidenciada nos indicadores
de inflação e na depreciação do real frente ao dólar, bem como nas condições hídricas
à
sujeita
desfavoráveis, foram construídos pela ANEEL, pelo Poder Concedente, pelas entidades setoriais, em
diálogo com as empresas e as associações, mecanismos que buscam mitigar o aumento tarifário,
documento
preservando a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade
econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram incorporados
de a este processo tarifário e estão detalhados ao longo da Nota Técnica.
preliminar
9. Por meio da Carta CT/R/105, de 20 de agosto de 2021, a Elektro solicitou 2
Versão tratamentos mitigadores do aumento tarifário:
a) antecipação da reversão da receita de Ultrapassagem de Demanda e Excedente
de Reativos (UDER);
b) antecipação do uso de parte dos créditos a compensar de PIS/COFINS, cobrados
sobre ICMS.
10. Em 19 de agosto de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores versões
finais das planilhas de cálculo, referentes ao Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Elektro, conforme
dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
1 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001523/2020-00).
2
Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001521/2020-00).
3 Documento SicNet nº 48580.000586/2021-00.
4 Documento SicNet nº 48536.002691/2021-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
11. Em 20 de agosto de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a ELEKTRO encontrava-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 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei 10.848, de
nº nº
15/03/2004.
III. DA MINUTA ANÁLISE
A. Metodologia Aplicada

autorizada. 12. O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com a fórmula prevista nos contratos de concessão
das distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da métrica de reajuste, são repassadas as
não
variações dos custos de Parcela A e atualizados os custos referentes à Parcela B, corrigida pelo índice
Divulgação
de inflação constante no Contrato de Concessão (IGPM), deduzido do Fator X. Os detalhes das
metodologias aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I.
aprovação.
B. Período de Referência
13. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ELEKTRO é de
à
sujeita
agosto/2020 a julho/2021.
documento
C. Receita Anual
de 14. No cálculo da Receita Anual verificada (RA0), foram considerados os dados de
preliminar
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, conforme demonstrado
Versão na Tabela 2.
Tabela 2. Mercado no Período de Referência
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 10.831.675 5.748.926.082

A2 (88 a 138 kV) 214.400 82.770.003
A3 (69 kV) 1.642 1.030.359
A3a (30 kV a 44 kV) 26.672 12.553.362
A4 (2,3 kV a 25 kV) 2.196.453 1.149.641.851
BT (menor que 2,3 kV) 8.392.508 4.502.930.505

Suprimento 126.631 43.381.414
Demais Livres 7.554.518 1.242.876.899

Distribuição 28.966 1.936.973
Geração - 124.964.604
Total 18.541.790 7.162.085.973
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Fls. 4 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
D. PARCELA A
1. Encargos Setoriais (ES)
15. Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico,
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores
estabelecidos pela ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os
MINUTA
dispositivos legais associados, estão demonstrados na Tabela 3:
Tabela 3. Encargos Setoriais

Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
autorizada.

Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7.850.197 10.443.289 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 944.263.223 1.093.944.633 REH 2.864/2021 e DSP 939/2021

Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 126.249.539 90.722.304 DSP 2.049/2021
não

PROINFA 134.500.174 151.633.669 ReH 2.815/2020
Divulgação

P&D e Eficiência Energética 61.919.770 66.914.520 Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS 238.562 252.901 Contribuição 2020
Total de Encargos Tarifários 1.275.021.465 1.413.911.316
aprovação.
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
à
sujeita
16. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de
distribuição da Concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT,
documento
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
de 17. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
preliminar
neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela 4:
Versão Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 511.970.559 | 481.097.580 |
| Rede Básica Fronteira | 489.816.694 | 355.630.524 |
| Rede Básica ONS (A2) | 9.819.041 | 8.421.991 |
| MUST Itaipu | 59.692.261 | 52.295.941 |
| Transporte de Itaipu | 81.133.580 | 50.808.638 |
| Conexão | 76.020.778 | 51.676.095 |
| Uso do sistema de distribuição | 27.463.792 | 32.936.821 |

Total dos Custos de Transporte 1.255.916.705 1.032.867.591
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Fls. 5 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Energia Requerida e Perdas Regulatórias
18. Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além do
montante necessário ao atendimento dos consumidores, devem ser acrescentadas as perdas de
energia, inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia
MINUTA
elétrica, além daquelas decorrentes dos furtos, erros de medição, erros no processo de faturamento
e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.
19. A Tabela 5 mostra os valores das perdas adotados no reajuste tarifário da ELEKTRO,
autorizada.
ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas estão conformes os valores
determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2019, homologada por meio da REH nº 2.592/2020.
não
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Divulgação

| Perdas | DRA | DRP | Referência |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 5,07% | 5,07% | REH 2.592/2019 |  |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 5,92% | 5,92% | REH 2.592/2019 |  |
| aprovação. | Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,54% | 1,62% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 8.392.508 | 8.392.508 | SAMP |  |

à

sujeita 20. A Tabela 6 lista os requisitos de energia elétrica da ELEKTRO para atendimento ao seu
mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de
documento
venda da Concessionária.
Tabela 6. Energia Requerida (MWh)

Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
de

preliminar Mercado Total 10.958.306 10.958.306
Fornecimento 10.831.675 10.831.675
Suprimento 126.631 MWh 126.631 MWh
Versão

| Consumidores Livres | 7.583.485 | 7.583.485 |
| --- | --- | --- |
| Perdas Totais | 2.168.305 | 2.369.506 |
| Perdas Rede Básica | 198.965 | 212.557 |
| Perdas na Distribuição | 1.969.340 | 2.156.948 |
| Perda Não Técnica | 425.244 | 425.244 |
| Perda Técnica | 1.544.096 | 1.731.704 |
| Energia Requerida | 13.126.610 | 13.327.811 |

b. Valoração da Compra de Energia
21. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
22. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborouse o Balanço Energético da Concessionária, que apura as sobras ou os déficits de energia elétrica,
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Fls. 6 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço, como
mostra a tabela abaixo.
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 2.821/2020 |
| Itaipu | Tarifa de Repasse de Potência | REH 2.812/2020 |
| Cotas MINUTA Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.902/2021 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.815/2020 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Preços | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Preços | Previsão SGT |

autorizada.
23. A Tabela 8 exibe os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos
não
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes
Divulgação
de energia adquirida.
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços

aprovação. Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos

(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 7.691.795 7.117.769 222,95 1.586.916.825
à Existente - CCEAR-DSP 100.217 92.738 285,51 26.477.293
sujeita

| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.299.531 | 3.053.293 | 279,37 | 852.991.684 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| documento | Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.748.449 | 1.617.966 | 221,25 | 357.969.134 |
| Madeira e Belo Monte | 2.543.597 | 2.353.773 | 148,48 | 349.478.714 |  |
| Energia Base | 6.689.638 | 6.210.042 | 211,34 | 1.312.404.181 |  |
| de | Cota Angra I/Angra II | 516.089 | 477.574 | 249,64 | 119.221.684 |

preliminar

| Cotas Lei n º 12783/2013 | 3.254.499 | 3.011.621 | 122,65 | 369.372.101 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Itaipu (tirando as perdas) | 2.655.884 | 2.457.680 | 335,20 | 823.810.396 |  |
| Versão | PROINFA | 263.166 | 263.166 | - | - |
| Total | 14.381.433 | 13.327.811 | 217,54 | 2.899.321.006 |  |

E. PARCELA B
24. O cálculo da Parcela B é realizado pela diferença entre a Receita Verificada e os custos
de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é corrigido pelo IGP-M (indicador
oficial de inflação, conforme o Contrato de Concessão) e ajustado pelo Fator X. A Tabela 9
demonstra o cálculo da Parcela B e os respectivos parâmetros associados:
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Fls. 7 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela 9. Cálculo da Parcela B

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 1.835.993.574 Proret 3.1
(2) IGP-M 33,83% SGT/ANEEL
(3) Fator X 1,34%

(3.1) Componente Pd do Fator X 1,04% REH 2.592/2019
(3.2) Componente T do Fator X -0,08% REH 2.592/2019
MINUTA

(3.3) Componente Q do Fator X 0,38% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 2.432.461.575
F. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
autorizada.
25. Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
não referem aos direitos e às obrigações relativos à diferença entre receitas e despesas de itens em que
Divulgação a Concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às concessionárias. A Tabela 10 consolida os valores dos componentes financeiros neste
reajuste da Elektro.
aprovação. Tabela 10. Componentes Financeiros

Componentes Financeiros Valor (R$) Participação
CVA em processamento - Energia 421.416.420 5,44%
à
sujeita

CVA em processamento -Transporte 131.422.794 1,70%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 108.037.464 1,39%
documento

Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (16.055.692) -0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (85.727.076) -1,11%
Sobrecontratação/exposição de energia (18.082.141) -0,23%
de

preliminar Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.247.797 0,02%
Previsão de Risco Hidrológico 383.138.851 4,94%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 437.024 0,01%
Versão

| Ajuste CUSD | 3.844.407 | 0,05% |
| --- | --- | --- |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (179.901) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (287.746.041) | -3,71% |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (33.650.805) | -0,43% |
| Modicidade Tarifária (Créditos PIS/COFINS sobre ICMS) | (273.000.000) | -3,52% |
| Modicidade Tarifária (UDER) | (153.336.014) | -1,98% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (54.499.672) | -0,70% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (34.804.554) | -0,45% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 129.799.068 | 1,67% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (141.725.102) | -1,83% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | 9.604.697 | 0,12% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | 16.431.020 | 0,21% |
| Neutralidade de Parcela A (Conta Covid) | 27.778.353 | 0,36% |
| Total | 134.350.899 | 1,73% |

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Fls. 8 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
G. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
1. Resultados
26. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ELEKTRO conduz a um efeito médio nas tarifas a
ser percebido pelos consumidores de 11,49%. Este efeito decorre: (i) do reajuste dos itens de custos
de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no Contrato de Concessão, para a formação da
MINUTA
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.
autorizada.
27. A Tabela 11 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a
variação entre os valores atuais e os estabelecidos neste processo tarifário, a contribuição de cada
não
item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da
Divulgação
concessionária.
aprovação.
à
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69

Fls. 9 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação Participação

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5.326.092.399 5.346.099.912 | 0,4% | 0,28% | 68,7% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.275.021.465 1.413.911.316 | 10,9% | 1,94% | 18,2% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7.850.197 | 10.443.289 | 33,0% | 0,04% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 944.263.223 | 850.048.069 | -10,0% | -1,32% | 10,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 106.457.053 | 0,0% | 1,49% | 1,4% |
| Conta MINUTA de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 137.439.511 | - | 1,92% | 1,8% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 126.249.539 | 90.722.304 | -28,1% | -0,50% | 1,2% |
| PROINFA | 134.500.174 | 151.633.669 | 12,7% | 0,24% | 1,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 61.919.770 | 66.914.520 | 8,1% | 0,07% | 0,9% |
| ONS | 238.562 | 252.901 | 6,0% | 0,00% | 0,0% |
| autorizada. | Custos de Transmissão | 1.255.916.705 1.032.867.591 | -17,8% | -3,11% | 13,3% |
| Rede Básica | 511.970.559 | 481.097.580 | -6,0% | -0,43% | 6,2% |
| Rede Básica Fronteira | 489.816.694 | 355.630.524 | -27,4% | -1,87% | 4,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 9.819.041 | 8.421.991 | -14,2% | -0,02% | 0,1% |

não

MUST Itaipu 59.692.261 52.295.941 -12,4% -0,10% 0,7%
Divulgação

| Transporte de Itaipu | 81.133.580 | 50.808.638 | -37,4% | -0,42% | 0,7% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Conexão | 76.020.778 | 51.676.095 | -32,0% | -0,34% | 0,7% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 27.463.792 | 32.936.821 | 19,9% | 0,08% | 0,4% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.795.154.229 2.899.321.006 | 3,7% | 1,45% | 37,3% |  |

aprovação.

PARCELA B 1.835.993.574 2.432.461.575 32,5% 8,33% 31,3%
IRT 7.162.085.973 7.778.561.487 8,61% 100%
à Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 134.350.899 1,73%
sujeita

CVA em processamento - Energia 421.416.420 5,44%
CVA em processamento -Transporte 131.422.794 1,70%
documento

| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 108.037.464 | 1,39% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (16.055.692) | -0,21% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (85.727.076) | -1,11% |  |
| de | Sobrecontratação/exposição de energia | (18.082.141) | -0,23% |

preliminar

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.247.797 0,02%
Previsão de Risco Hidrológico 383.138.851 4,94%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 437.024 0,01%
Versão

| Ajuste CUSD | 3.844.407 | 0,05% |
| --- | --- | --- |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (179.901) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (287.746.041) | -3,71% |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (33.650.805) | -0,43% |
| Modicidade Tarifária (Créditos PIS/COFINS sobre ICMS) | (273.000.000) | -3,52% |
| Modicidade Tarifária (UDER) | (153.336.014) | -1,98% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (54.499.672) | -0,70% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (34.804.554) | -0,45% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 129.799.068 | 1,67% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (141.725.102) | -1,83% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | 9.604.697 | 0,12% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | 16.431.020 | 0,21% |
| Neutralidade de Parcela A (Conta Covid) | 27.778.353 | 0,36% |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,15%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,49%
28. Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A
contribuiu com 0,28%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 8,33%,
conforme exposto.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
29. O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade
tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta
Tensão) e B (Baixa Tensão) estão apresentados na tabela abaixo:
Tabela 12. Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 8,84%
MINUTA BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 12,89%
Efeito Médio AT+BT 11,49%
30. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
autorizada. custos que compõem a tarifa, em especial: (i) a diminuição dos custos de rede básica e conexão,
decorrente do reperfilamento dos custos de RBSE, bem como a redução do encargo de CDE (USO)
aliviaram mais as tarifas dos consumidores livres, de Alta Tensão; (ii) a elevação dos custos de
não
energia, incluindo a CVA Energia e o financeiro da previsão do Risco Hidrológico, afetou os
Divulgação
consumidores cativos, de Baixa Tensão.
aprovação.
2. Análise Parcela A
31. O total dos Encargos Setoriais variaram em 10,9% em relação ao processo tarifário
à
sujeita
anterior, correspondendo ao efeito médio de 1,94%. Destaca-se que, a partir deste processo, foi
incluído o componente do Encargo CDE, denominado CDE – Conta Covid, relacionado ao pagamento
documento
do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinado a receber
os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Com isso, os
de efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TUSD e na TE, são de
preliminar
1,49% e 1,92%, respectivamente.

Versão 32. Os Custos de Transporte variaram -17,8%, correspondendo ao efeito de -3,11%.
Destaca-se o reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados referente a
Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e nas novas
Receitas Anuais Permitidas (RAPs) das concessionárias de transmissão.
33. Explica-se que a Lei nº 12.783/2013 dispôs sobre a prorrogação das concessões de
transmissão, facultando ao Poder Concedente a definição das diretrizes para o reconhecimento
tarifário da parcela dos investimentos vinculados aos bens reversíveis dessas concessionárias. Para
regulamentar e operacionalizar esse pagamento, o Ministério de Minas e Energia emitiu a Portaria
nº 120/2016. Ato contínuo, a ANEEL publicou a REN nº 762/2017, definindo os procedimentos e os
critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à RAP de cada
concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013.
34. Os Custos de Compra de Energia variaram 3,7%, representando o efeito médio de
1,45% nas tarifas. Destaca-se a atualização dos preços dos contratos de energia no ambiente
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Fls. 11 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
regulado (CCEARs), que colaborou para o incremento observado, enquanto o preço e o montante
de energia de Itaipu contribuíram para reduzir o efeito geral.
35. A tabela e o gráfico abaixo detalham a variação dos montantes e do custo com
compra de energia em relação ao processo anterior, por tipo de contrato:
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia
MINUTA

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Existente - CCEAR-DSP | 239.097 | 100.217 | -58,1% | 286,02 | 285,51 | -0,2% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.288.242 | 3.299.531 | 0,3% | 264,45 | 279,37 | 5,6% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.737.649 | 1.748.449 | 0,6% | 205,22 | 221,25 | 7,8% |

autorizada.

2.543.597 2.543.597 0,0% 138,77 148,48 7,0%
Madeira e Belo Monte

Cota Angra I e Angra II 529.491 516.089 -2,5% 269,75 249,64 -7,5%
3.256.035 3.254.499 0,0% 114,78 122,65 6,9%
Cotas Lei n º 12.783/2013
não

Itaipu 2.814.697 2.655.884 -5,6% 344,41 335,20 -2,7%
Divulgação

Proinfa 265.586 263.166 -0,9% - - -
Sobra (-) / Exposição (+) (1.547.782) (1.053.622) -31,9% 218,59 221,92 1,5%
TOTAL 13.126.610 13.327.811 1,5% 212,94 217,54 2,2%
aprovação.
1,45%
à
sujeita
0,80%
documento
0,48%
0,44% 0,44%
0,02%
de
preliminar
-0,12% -0,12%
-0,48%
Versão

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Proinfa
Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP DSP QTD
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia
3. Análise Parcela B
36. A atualização da Parcela B representou 8,33% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 33,83% no período de referência, descontada do
Fator X de 1,34%.
37. No cálculo do Fator X de 1,34%, foram considerados os componentes Pd e T definidos
na última Revisão Tarifária da Elektro, de 1,04% e -0,08%, respectivamente. Já o valor componente
Q do Fator X aplicado na atualização da Parcela B foi de 0,38%.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
4. Análise dos Componentes Financeiros
38. Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
esses contribuíram com o efeito de 1,73% no atual reajuste tarifário da Elektro.
39. Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, que contribuiu para o efeito de
5,44%, especialmente impactada pelo efeito do risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
MINUTA
Repactuadas e pelo efeito disponibilidade de CCEAR-D (+3,52%) e ainda pelo impacto da diferença
entre o preço de Itaipu e a cobertura concedida (+1,20%).
40. O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo
autorizada.
CVA em Processamento e dos Resultados de Mercado de Curto Prazo considerados neste processo
tarifário.
não
Mitigação dos efeitos tarifários
Divulgação
41. Conforme reportado no início desta Nota técnica, foram adotados mecanismos para
mitigar o aumento tarifário, com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor
aprovação.
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor
elétrico. Tais mecanismos contribuíram substancialmente para a modicidade tarifária em 2021.
à
sujeita
Reversão dos recursos da Conta-Covid
documento
42. Consiste na reversão dos montantes equivalentes à totalidade dos valores recebidos
da Conta-Covid, atualizados pela SELIC, correspondentes aos itens previstos nos §1º e §2º do art. 5º
de
preliminar da Resolução Normativa nº 885, de 2020, totalizando o impacto de -0,97%. Ressalta-se que o valor
equivale ao saldo remanescente não revertido aos consumidores em favor da modicidade tarifária
no processo de 2020.
Versão
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010 e REN n.º 376/2009)
43. Trata-se de valores a serem revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução
4145, 3766,

Normativa nº de 9 de setembro de 2010 e Resolução Normativa nº de 25 de agosto de
2009. Referem-se aos recursos recebidos pela distribuidora, associados: (i) aos encerramentos
contratuais antecipados entre distribuidora e seus consumidores7 e aos créditos que, após 60 meses
da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor8; e (ii) à rescisão de Contratos
de Compra de Energia Regulada – CCER antes da data de início do período de fornecimento em face
da desistência do consumidor de retorno ao Ambiente de Contratação regulada – ACR9.
5 Disponível em
6 Disponível em
7 §3º do Art. 70-A da REN nº 414/2010.
8 §7º do Art. 88 da REN nº 414/2010.
9 §2º do Art. 9º da REN nº 376/2009.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
44. Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular
nº 08/2021-SGT/ANEEL, a Elektro informou o volume contabilizado até dezembro de 2020. Esses
valores foram atualizados até a data deste reajuste tarifário, contribuindo para a redução do efeito
em -0,43%. Cumpre ressaltar que os montantes informados pela Concessionária passarão por
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
MINUTA
Reversão Antecipada de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER
45. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não
autorizada.
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela
B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP.
não
46. No entanto, com o intuito de mitigar a pressão tarifária em 2021, excepcionalmente
Divulgação
neste processo tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos
faturados entre a última revisão tarifária da Concessionária e a competência mais recente
disponível, conforme valores declarados pela Distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº
aprovação.
9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 6 de abril de 2021.
47. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro, que contribuiu com a
à
sujeita
redução tarifária de -1,98%. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da Concessionária,
momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto
documento
entre os valores de UDER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET,
e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à Distribuidora o pagamento de spread de 2,8% a.a.
de aplicado ao montante antecipado.
preliminar
Antecipação dos créditos de PIS/COFINS sobre ICMS
Versão
48. A Elektro, na Carta encaminhada à ANEEL em 20 de agosto de 2021, relatou que
ingressara na justiça em novembro de 2017, questionando a incidência do PIS/COFINS sobre o ICMS
nas contas de energia. Em que pese a ação ainda não ter transitado em julgado, há decisão favorável
do Supremo Tribunal Federal sobre a matéria.
49. A Concessionária estima R$ 530 milhões em créditos a serem revertidos ao
consumidor, assim que a decisão transitar em julgado e a Receita Federal habilitar o montante.
Segundo a Elektro, essas etapas devem estar cumpridas em 6 meses e, assim, propôs a antecipação,
neste ciclo tarifário, de R$ 273 milhões em crédito, acarretando o impacto redutor de 3,52% nas
tarifas.
50. A Distribuidora solicitou que, na eventualidade de a compensação dos créditos ser
interrompida, suspensa, revista ou, de qualquer forma, obstada, o montante antecipado seja
revertido ao caixa no processo tarifário subsequente, garantindo o equilíbrio financeiro do Contrato
de Concessão.
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Fls. 14 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
51. Reitera-se que a garantia do equilíbrio econômico-financeiro da Concessão é
fundamento da política tarifária, materializada nos Arts. 9º, 10 e 11 da Lei nº 8.987/1995. Sem se
afastar desse princípio, a ANEEL deve regulamentar, consoante a Consulta Pública 05/2021, a Norma
de operacionalização da devolução aos consumidores dos créditos originários de decisão judicial
favorável à exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins
52. O Gráfico 2 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
MINUTA
nova Receita Anual da Concessionária.
Encargos
Custo de Setoriais
autorizada. Transmissão
18,2%
13,3%
não
Divulgação
Custo de
Custo de Distribuição
Energia 31,3%
aprovação.
37,3%
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
à
sujeita
documento
53. O gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
Distribuidora com tributos, utilizando as alíquotas médias nominais, informadas pela própria
de empresa, de 19,2% para o ICMS e 5,6% para o PIS e COFINS (total de 24,8% por dentro), o que
preliminar
equivale a uma majoração de 33,0% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os
referidos tributos na sua base de cálculo.
Versão
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
10,0% 13,7%
ICMS
19,2%
Custo de
Energia
28,0%
Tributos
24,8%
PIS/COFINS
Custo de 5,6%
Distribuição
23,5%
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
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Fls. 15 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
54. A título de informação, apresenta-se no gráfico 4 a evolução da tarifa B1-Residencial
da ELEKTRO no período de 2012 a 2021 (83,0%), comparada com a variação do IGP-M (133,7%) e
IPCA (75,2%) no mesmo período.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
MINUTA 622,58
601,79
510,41 555,05
531,87
506,16 487,94
447,89
442,38
423,27
autorizada.
340,29 352,17
311,88
287,13
não
Divulgação
aprovação.
Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
à Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2012-2021)
sujeita
documento
IV Subvenção CDE - Descontos Tarifários
55. A Tabela 14 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Distribuidora no
de
preliminar período de competência de agosto/2021 a julho/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 agosto/2020 a julho/2021.
Versão
Tabela 14. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 3.769.526 | 24.842.915 | 28.612.441 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (520.469) | 2.476.282 | 1.955.813 |
| Subsídio Distribuição | 107.933 | 84.775 | 192.708 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (66.367) | 1.438.693 | 1.372.325 |
| Subsídio Rural | 621.178 | 5.188.075 | 5.809.253 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 509.223 | 2.210.254 | 2.719.477 |
| Total | 4.421.023 | 36.240.994 | 40.662.016 |

V. DO FUNDAMENTO LEGAL
56. O inciso IV do artigo 15 da Lei n.º 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do
Anexo I do Decreto n.º 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n.º 9.427, de 26/12/2004, com a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69

Fls. 16 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
redação dada pelo art. 9° da Lei n.º 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão n.º 187/1998.
VI. DA CONCLUSÃO
57. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 187/1998-ANEEL, no
que consta MINUTA do Processo nº 48500.005021/2020-69 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da ELEKTRO, correspondendo a um
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 11,49% sendo de 8,84% em
autorizada.
média para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 12,89% em média
para aqueles conectados em Baixa Tensão (BT);
não
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Divulgação
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da ELEKTRO;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; e
aprovação.
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
à
sujeita
estrutura tarifária.
documento
VII. DA RECOMENDAÇÃO
de

preliminar 58. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
Versão
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
EDUARDO SERRATO FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Especialista em Regulação Analista Administrativo
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO RAQUEL GONÇALVES CARVALHO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69

Fls. 17 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
(*) Relação dos técnicos da SGT que participaram deste processo tarifário consta de tabela na página seguinte.
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário
Nome Atividade
Eduardo Serrato Técnico Responsável
Aline de Oliveira Moura Técnico – Suporte TI
MINUTA
Leonardo de Araújo Silva Coordenador Adjunto – Processos Tarifários
Francisco de Mattos Faé Coordenador – Processos Tarifários
Marcelo Hlebetz Coordenador Adjunto – Monitoramento e Metodologias
Otávio Henrique Galeazzi Franco Coordenador – Monitoramento e Metodologias

autorizada. Adriano Almeida Trindade Suporte – SAMP e Análise de Mercado
Diego Luís Brancher Coordenador Adjunto – Estrutura Tarifária e Mercado
Robson Kuhn Yatsu Coordenador – Estrutura Tarifária e Mercado

não Raquel Gonçalves Carvalho Técnico – CVA
Divulgação Vinícius Menezes Rodovalho Técnico – Descontratações (REN 711/2016)
André Valter Feil Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização

aprovação. Wendell Cassemiro da Silva Técnico – Rede Básica e Conexão
André Lucio Neves Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Denis Perez Januzzi Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão
à
sujeita
documento
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA
de
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição
preliminar
ANEXO II - Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
Versão
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Fls. 18 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
ANEXO I
METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
1. Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de
distribuição MINUTA de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão)
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à
prorrogação de sua vigência).
autorizada.
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)10, os quais têm caráter normativo e consolidam
não
a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel
Divulgação
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na
legislação setorial vigente.
aprovação. 3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com
as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:

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

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

de Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

preliminar 4.1 Conceitos Gerais 1.0 28/03/2016
4.2 CVA 1.0 28/03/2016
4.3 Sobrecontratação de Energia 1.0 28/03/2016
Versão

4.4 Demais Componentes Financeiros 1.5 27/05/2019
Módulo 5 – Encargos setoriais

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

Módulo 6 – Demais Procedimentos

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

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

10.2 Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 1.2 23/03/2015
10 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 19 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e
MINUTA
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
5. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de
autorizada.
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as
tarifas econômicas homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de
não
Referência", não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico,
Divulgação
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade.
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes
aprovação.
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica;
à
sujeita
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
documento
elétrica.
de 8. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
preliminar
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Versão
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0
VPA1
9. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula
Sétima do Contrato de Concessão:
+ 
VPA VPB x (IVI X)
IRT = 1 0
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze
meses anteriores ao reajuste em processamento;
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Fls. 20 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia
comprada em função do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior", e o "Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
MINUTA
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
autorizada.
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou
do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do
não
mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo,
Divulgação
a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
aprovação.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
à
sujeita
A. Definição do Período de Referência
documento
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.
de
preliminar
B. Cômputo da Receita Anual
Versão
11. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.
12.
C. Cômputo da Parcela A
13. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais;
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição
de energia elétrica e geração própria.
14. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
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Fls. 21 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
1. Encargos Setoriais
15. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos
processos tarifários são:
MINUTA
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
16. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783,
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em
autorizada.
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:
não i) o desenvolvimento energético dos Estados;
Divulgação ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,
aprovação. iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
à
sujeita modicidade tarifária,
vi)
promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
documento
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
vii)
prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso
de
preliminar dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de
Versão
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas
das concessionárias de distribuição;
17. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo
tarifário incorpora os seguintes valores:
i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual,
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
ii)
quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350,
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras
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Fls. 22 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da
CDE Conta-Covid.
MINUTA
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
18. Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de
autorizada.
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET.
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
não
Divulgação
19. Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº.
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do
aprovação.
PRORET.
à d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
sujeita
20. Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo
documento
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
de exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET.
preliminar
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER
Versão
21. Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008,
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento
de energia elétrica ao SIN.
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)
22. Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita
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Fls. 23 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos
percentuais de P&D e PEE.
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição
MINUTA
23. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e
autorizada.
Uso de Sistemas de Distribuição.
24. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
não
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
Divulgação
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
aprovação.
a. Custo de Rede Básica
à 25. Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras,
sujeita
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à
documento rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos
de decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
preliminar
(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
Versão também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de
forma proporcional às suas quotas-partes.
26. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora,
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, valoradas
pelas tarifas vigentes homologadas em junho de cada ano.
b. Custo de Conexão
27. Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
28. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.
29. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução
MINUTA
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
autorizada.
serviço, sem efeitos retroativos.
30. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados
não
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, consideraDivulgação
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.
aprovação.
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional
à
sujeita
31. Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de
documento
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.
de
preliminar
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição

Versão 32. Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras
Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as
partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de
demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
3. Compra de Energia
33. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
34. A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação
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Fls. 25 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia
"deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
35. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº
4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos
de compra de energia vigentes na data da revisão.
MINUTA
36. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas
a seguir:
autorizada.
i)
Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do
não Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por
Divulgação meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto n° 7.246, de
28/07/2010; as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da
desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de
licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano.
aprovação.
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do
à
sujeita
Decreto nº 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos
empreendimentos e de fontes alternativas;
documento
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n°
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
de
preliminar indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
Versão
iv)
Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra no Submódulo 12.6 do PRORET;
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para
o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12.6 do PRORET;
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69

Fls. 26 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Potência, realizado em 25/11/2015;
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração
própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e aquelas que atendem
os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº 9.074, de 7/7/1995, com redação
dada pela Lei nº 10.848, de 2004;

ix) Suprimento: refere-se à energia comercializada entre
MINUTA
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é
estabelecida pela ANEEL;
autorizada.
x)
Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras
não
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto.
Divulgação
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
aprovação.
37. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na
distribuição e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A
à
sujeita
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
documento
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.
de 38. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não
preliminar
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
Versão processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não
técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia,
erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, dentre outros.
39. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de
distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas
Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica11.
40. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os
11 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. 27 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado.
b. Valoração da Compra de Energia
41. O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos
MINUTA
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais,
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
42. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos
autorizada.
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.
não
43. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Divulgação
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits12 considerando o período de
referência em questão.
aprovação.
44. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos
à
sujeita
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.
documento
45. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos
de de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.
preliminar
D. Cômputo da Parcela B
Versão
46. O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que
estabelece que o Valor da Parcela "B", VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
12 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. 28 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
47. Já o valor da Parcela "B" (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é
calculado da seguinte forma:
VPB1 = VPB0 x (IGPM – X)
onde:
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas,
MINUTA ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o
do mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice
sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
autorizada.
X13

48. O Fator é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o
não equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir
Divulgação essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
aprovação. onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
à
sujeita T = Trajetória de custos operacionais.
documento
49. O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de
energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das
unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das
de
distribuidoras
preliminar
50. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
Versão
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2 – Custos Operacionais do PRORET.
51. Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da
qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o
comportamento de indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados
indicadores dos serviços técnicos e comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes
indicadores e o atendimento aos padrões estabelecidos pela ANEEL.
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico
52. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e
13 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramPRORET14.
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do
53. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste
tarifário anual são:
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais
MINUTA
54. Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os
autorizada.
respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC.
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
não
Divulgação
55. Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).
aprovação.
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária
anual são atualizados pela Selic15.
à
sujeita
➢ 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
documento
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional.
de
➢ Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela
preliminar
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
Versão
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.
14
Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

15 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. 30 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.
56. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n°
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de
juros MINUTA SELIC verificada.
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia

autorizada. 57. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET16, aprovado
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
não
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia
Divulgação
58. Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou
aprovação. à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.
à
sujeita
6. Demais Componentes Financeiros
documento
59. Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário.
de
preliminar
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
Versão
60. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
61. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras
são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual
foi criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
62. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária
vigente.
16
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Fls. 31 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
63. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET,
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
MINUTA
64. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes
sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
autorizada. 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.
não
Divulgação
65. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos
aprovação.
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.
à
sujeita
documento
de
preliminar
Versão
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Fls. 32 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Anexo 1 – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do
MINUTA
PRORET17. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à * O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário
sujeita
anual pela Selic projetada de 4,15%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da CVA saldo a
compensar no processo tarifário.
documento
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de
de
preliminar
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
Versão
cálculo do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 8,53% e
está detalhado no gráfico a seguir:
17 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela aplicação
do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2, é apurada a
diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método 3, são repassados os
custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69

Fls. 33 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
aprovação.
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 2,11% de redução no
reajuste das tarifas.
à
sujeita
5. A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram
documento significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.
de
preliminar ESS/EER
6. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio
Versão
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação
de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.
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Fls. 34 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
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
à
sujeita
apresentados nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3.
documento
R$50
Milhões
de
preliminar
R$40
Versão R$30
R$20
R$10
R$0
jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21
-R$10

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. 35 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
R$14
Milhões
R$12
R$10
R$8
R$6
MINUTA R$4
R$2
R$0
autorizada.

EER Excedente CONER Cobertura
não
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Divulgação
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
aprovação.
à
sujeita
documento
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
de
preliminar
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor
de R$ -1.524.115,81, o que representou uma redução no impacto da CVA de 0,02%.
Versão
Compra de Energia
9. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de
compra de energia da distribuidora.
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Fls. 36 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
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
à tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a
sujeita
área em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração.
documento
400 50 Milhões
340
de 350 40
preliminar
300 30
250 224 20

Versão 213 213 213 216 213 216 213 211 213 213 213 213
204 196 199 194 199 201 199 200 200
190 190 190
200 10
150 -
100 (10)
50 (20)
0 (30)
mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
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.
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Fls. 37 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
de
preliminar
Versão
12. O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3,
e a cobertura tarifária econômica concedida.
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Fls. 38 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
450
400
350
300
250
200
150
MINUTA
100
50
0
autorizada.

Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
não
Divulgação
13. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 5,44% pode ser segregado para
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e
aprovação.
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
à Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão
sujeita
detalhados no gráfico a seguir a seguir.
documento
de
preliminar
Versão
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
14. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da
CVA.
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Fls. 39 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
15. Assim, do efeito da CVA Energia de 5,44%, destacam-se os seguintes pontos:
• 3,52% de efeito de risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas e efeito
de
preliminar
disponibilidade de CCEAR-D.
• 1,20% de impacto da diferença entre o preço de Itaipu e a cobertura concedida.
Versão
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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Fls. 40 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
Resultado no Mercado de Curto Prazo
17. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
à
sujeita
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
documento seguintes resultados:
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre
de 01/06/2020 e 01/05/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$
preliminar
45.183.961,87 a preços de agosto/2021.
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 664.491,08 MWh, que representa 5,20% do
Versão
Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como
sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela ANEEL. A
diferença entre o valor recalculado com o montante de exposições/sobrecontratações involuntárias a
ser publicado e o valor considerado neste processo tarifário deverá ser considerada no processo
tarifário de 2022.
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação do ano civil
de 2019 e 2020.
• O Despacho nº 2.508/2020 homologou os valores da exposição e sobrecontratação involuntária para
os anos de 2016 e 2017. Desta forma, os limites de repasse puderam ser aplicados, resultando em
ajuste total de R$ -62.937.045,60, a preços de agosto/2021.
• Para o ano civil de 2016, a distribuidora estava sobrecontratada em 2.100.629,72 MWh, que
representava 16,0% do Mercado Regulatório. Desse total, 969.929,28 MWh foram considerados
involuntários (7,35% do Mercado Regulatório) e o restante voluntário. O ajuste apurado foi de R$ -
35.405.940,96.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
• Para o ano civil de 2017, a distribuidora estava exposta em 79.109,19 MWh, que representava 0,63%
do Mercado Regulatório. Desse total, 0 MWh foram considerados involuntários (0% do Mercado
Regulatório) e o restante voluntário. O ajuste apurado foi de R$ -27.531.104,64.
• 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
MINUTA percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das
recontabilizações da CCEE totalizou R$ -329.057,54.
• Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao
Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das recontabilizações, é de R$ -
autorizada.
18.082.141,27, já atualizado para preços de agosto/2021, com impacto de -0,23% no reajuste das
tarifas.
não
18. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de
Divulgação
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
1.400
aprovação.
1.200
1.000
à
sujeita
800
GWh
documento
600
400
de
200
preliminar
0
jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21
Versão

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 prazo 18 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
18 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com base na
diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço e tarifa média), o
custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço Médio dos contratos (Pmix).
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Fls. 42 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
14 600
MILHÕES R$/MWH
12
500
10
R$
8 400
R$ 12,4
6 R$ 12,2
R$ 9,8 300
R$ 9,0 R$ 8,6
4
MINUTA
2 R$ 3,4 200
R$ 2,0
R$ 1,8 R$ 1,4 R$ 0,6
0 R$ 0,5
100
-R$ 2,8
-2
-4 0
autorizada.
jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20 jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
não
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Divulgação
Conta Bandeira
aprovação.
20. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
à custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar
sujeita
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
documento
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 de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta
preliminar
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação.
Versão
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Fls. 43 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
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
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
documento
de
21. Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada
preliminar
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Versão
Repactuadas foi de 1,11%.
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 3,02%19.
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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Fls. 44 Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
MINUTA
autorizada.
não
Divulgação
aprovação.
à
sujeita
23. Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
documento 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 junho de 2020 a maio de
de
preliminar 2021, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 1,46%.
Versão
DOCUMENTO Superintendência ASSINADO DIGITALMENTE de Gestão POR: Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, EDUARDO SERRATO MENDONCA RIBEIRO, RAQUEL GONCALVES CARVALHO