REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3130/2022
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Enel Distribuição Goiás - Enel GO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-10-21
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 189/2022-SGT/ANEEL
Em 11 de outubro de 2022.
Processo nº: 48500.004918/2021-56
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes à Enel Distribuição Goiás e demais providências
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2022.
I - DO OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Enel
Distribuição Goiás, a vigorar a partir de 22 de outubro de 2022, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Concessão
de Distribuição 63/2000 e de acordo com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos
Submódulos do PRORET, a qual é sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica.
II -
DOS FATOS
2. A ENEL GO, sediada na cidade de Goiânia - GO, atende aproximadamente 3,26 milhões
de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento
anual na ordem de R$ 7,15 bilhões.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 48500.004918/2021-56

Fls. 2 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 2.807.522 | 438.755 | 35,1% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 8.902 | 382.854 | 30,6% |
| Comercial | 203.301 | 150.717 | 12,1% |
| Rural | 221.225 | 159.948 | 12,8% |
| Iluminação Pública | 284 | 50.854 | 4,1% |
| Poder Público | 19.031 | 32.909 | 2,6% |
| Serviço Público | 3.131 | 32.466 | 2,6% |
| Demais classes | 538 | 1.845 | 0,1% |
| Total | 3.263.934 | 1.250.348 | 100% |

Fonte: SAMP – competência agosto/2022.
3. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.963, de 21 de outubro de 2021, o
Reajuste Tarifário Anual da ENEL GO de 2021 representou, em média, uma variação das tarifas de 16,45%.
4. Em 19 de setembro de 2022, por meio da Carta ENEL GO 277-2022-RB, a ENEL GO
encaminhou Resposta ao Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL, de 04 de novembro de 2021, contendo
a informação sobre os valores totais faturados por meio do encargo tarifário Conta Covid, aplicável ao
faturamento dos consumidores que migraram ao ACL.
5. O Memorando nº 140/2022-SRM/ANEEL1, de 22 de setembro de 2022, informou os
valores de repasse para os contratos bilaterais de compra de energia do portfólio da concessionária.
263/2022-SFF/ANEEL2,
6. Em 23 de setembro de 2022, a SGT recebeu o Memorando nº
com os valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras
Receitas, além da validação dos pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras.
7. No dia 13 de outubro de 2022, conforme previsto no submódulo 10.1 do Proret, a
proposta final do cálculo da revisão tarifária foi encaminhada, via e-mail, ao conselho de consumidores e
à ENEL GO3.
8. Em 14 de outubro de 2022, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a ENEL GO encontra-se adimplente com suas
1 Documento SIC nº 48580.001527/2022-00.
2 Documento SIC nº 48536.003565/2022-00.
3
Documento SIC nº 48581.002468/2022-00.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 3 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
obrigações intrassetoriais4, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no
art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de março de
2004.
III - DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
9. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL GO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 7,22%, sendo de 10,84%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 5,81%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 2: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,84%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 5,81%
Efeito Médio AT+BT 7,22%
10. O efeito médio de 7,22% decorre:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no
PRORET, para a formação da Receita Requerida;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que
vigoraram até a data do reajuste em processamento.
11. Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido por consumidor
depende do grupo e modalidade tarifária a qual pertence. No caso específico, o maior efeito para os
consumidores do grupo A deve-se aos aumentos de custos arrecadados via TUSD, tais como a CDE Uso.
12. Na composição do efeito médio, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 11,67% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 1,82%, conforme
Tabela 3:
4
Documento SIC nº 48581.002459/2022-00.
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Fls. 4 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5.067.411.188 | 5.902.071.793 | 16,5% | 11,67% | 72,7% |
| Encargos Setoriais | 1.271.235.709 | 1.751.009.878 | 37,7% | 6,71% | 21,6% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9.203.803 | 9.778.263 | 6,2% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 770.589.497 | 1.138.084.056 | 47,7% | 5,14% | 14,0% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 98.636.047 | 97.392.142 | -1,3% | -0,02% | 1,20% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 112.441.588 | 111.573.359 | -0,8% | -0,01% | 1,37% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (189.459.603,06) | 0,0% | -2,65% | -2,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 84.577.454 | 319.155.548 | 277,4% | 3,28% | 3,9% |
| PROINFA | 130.857.160 | 199.663.883 | 52,6% | 0,96% | 2,5% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 64.930.161 | 64.822.229 | -0,2% | 0,00% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 661.812.147 | 789.104.345 | 19,2% | 1,78% | 9,7% |
| Rede Básica | 343.097.536 | 422.817.965 | 23,2% | 1,11% | 5,2% |
| Rede Básica Fronteira | 172.143.202 | 204.548.872 | 18,8% | 0,45% | 2,5% |
| Rede Básica ONS (A2) | 3.079.045 | 3.395.846 | 10,3% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 47.769.061 | 48.623.435 | 1,8% | 0,01% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 57.558.337 | 70.588.558 | 22,6% | 0,18% | 0,9% |
| Conexão | 16.868.524 | 19.304.406 | 14,4% | 0,03% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 21.296.442 | 19.825.263 | -6,9% | -0,02% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 3.095.135.171 | 3.307.355.832 | 6,9% | 2,97% | 40,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 39.228.161 | 54.601.738 | 39% | 0,21% | 0,7% |
| PARCELA B | 2.087.027.197 | 2.217.305.837 | 6,2% | 1,82% | 27,3% |
| IRT | 7.154.438.385 | 8.119.377.630 | 13,5% | 13,49% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (113.620.558) | -1,59% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (114.991.646) | -1,61% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 47.690.842 | 0,67% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 402.988.524 | 5,63% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 9.528.290 | 0,13% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 7.118.414 | 0,10% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 8.962.621 | 0,13% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (13.928.196) | -0,19% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 204.064 | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 60.992.558 | 0,85% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 3.630.277 | 0,05% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (359.829) | -0,01% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (33.238) | 0,00% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 273.268.480 | 3,82% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (336.795.635) | -4,71% |  |  |  |
| Financeiro de desconcatenação de TUSD G | 170.986 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 288.094.212 | 4,03% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (4.791.342) | -0,07% |  |  |  |
| Financeiro de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 11.027/2022 | (34.419.093) | -0,48% |  |  |  |
| Frustração de repasse de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 10.665/2022 | 15.831.796 | 0,22% |  |  |  |
| Penalidade de Universailização - parcela 5 de 5 | (3.495.687) | -0,05% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (29.852.813) | -0,42% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (53.137.640) | -0,74% |  |  |  |
| Arrecadação de CDE Covid dos consumidores migrantes - Ofício Circular 20/2021 | (2.037.537) | -0,03% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (638.258.965) | -8,92% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,68%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,22%
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Fls. 5 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
13. O Gráfico 1 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
Encargos
Custo de
Setoriais
Receitas
Transporte 21,6%
9,7% Irrecuperáveis
0,7%
Custo de
Energia Custo de
40,7% Distribuição
27,3%
Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
14. Já o Gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos5, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,2% para o ICMS e
3,3% para o PIS e COFINS (total de 26,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 36,1% por fora
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Receitas
Irrecuperáveis
Transmissão
0,5%
7,1%
Encargos
15,9%
ICMS
Energia Tributos
23,2%
26,5%
29,9%
Distribuição
20,1% PIS/COFINS
3,3%
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
5 Os percentuais de tributos indicados no gráfico refletem os montantes arrecadados no período de referência, não
contemplando, portanto, efeito pleno de eventual redução de ICMS decorrente da Lei Complementar nº 194/2022.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
IV - DA ANÁLISE
IV.1. Metodologia Aplicada
15. Conforme detalhado no Anexo I.
IV.2. Período de Referência
16. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ENEL GO é de outubro de
2021 a setembro de 2022.
IV.3. Receita Anual
17. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário,
foram considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações
de Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
representando um faturamento anual de R$ 7.154.438.385, conforme demonstrado na Tabela 4.
Tabela 4: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 11.011.555 | 6.332.999.151 |
| A2 (88 a 138 kV) | 19.111 | 8.265.352 |
| A3 (69 kV) | 3.396 | 1.385.124 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 803.173 | 436.274.455 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 1.532.864 | 886.124.659 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 8.653.011 | 5.000.949.560 |

Livres A1 - 366.757

Demais Livres 3.855.303 725.016.435
Distribuição 8.154 796.799
Geração - 95.259.243

Total 14.875.012 7.154.438.385
IV.4. PARCELA A
IV.4.1. Encargos Setoriais
18. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os
dispositivos legais associados estão demonstrados na Tabela 5:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 7 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela 5: Encargos Setoriais
Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)

| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9.203.803 | 9.778.263 | Conforme módulo 5.5 do PRORET |
| --- | --- | --- | --- |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 770.589.497 | 1.138.084.056 | REH 3.034/2022 |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid | 211.077.635 | 208.965.501 | DSP 939/2021 |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (189.459.603) | DSP 1.959/2022 |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 84.577.454 | 319.155.548 | DSP nº 2.368/2022 |
| PROINFA | 130.857.160 | 199.663.883 | ReH 2.995/2021 |
| P&D e Eficiência Energética | 64.930.161 | 64.822.229 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 1.271.235.709 | 1.751.009.878 |  |

19. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 6,71%,
destacando-se: a CDE Uso, que variou 47,7%, impactando o efeito médio em 5,14%; o acréscimo de
EER/ESS, que aumentou 277,4%, representando 3,28% no efeito médio; e o Proinfa, que variou 52,6%,
impactando o reajuste em 0,96%.
20. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,65% associada à nova
CDE Modicidade Eletrobrás, que será detalhada adiante, conforme valores do Despacho nº 1.959/2022.
IV.4.2. Transmissão
21. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário estão demonstrados na Tabela 6:
Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)

| Rede Básica | 343.097.536 | 422.817.965 |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica Fronteira | 172.143.202 | 204.548.872 |
| Rede Básica ONS (A2) | 3.079.045 | 3.395.846 |
| MUST Itaipu | 47.769.061 | 48.623.435 |
| Transporte de Itaipu | 57.558.337 | 70.588.558 |
| Conexão | 16.868.524 | 19.304.406 |
| Uso do sistema de distribuição | 21.296.442 | 19.825.263 |
| Total dos Custos de Transporte | 661.812.147 | 789.104.345 |

22. Os Custos de Transmissão, que tiveram uma variação de 19,2%, impactaram o efeito
médio em 1,78%. Esse aumento decorre principalmente da atualização dos custos relacionados às
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 8 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) aprovadas por
meio das Resoluções Homologatórias 3.067 e 3.066, ambas de 12 de julho de 2022.
IV.4.3. Compra de Energia
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
23. A Tabela 7 apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da ENEL
GO.
Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 4,40% | 4,40% | REH 2.470/2018 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 9,45% | 9,45% | REH 2.470/2018 |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 2,07% | 2,07% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 8.653.011 | 8.653.011 | SAMP |

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

| Mercado Total | 14.875.012 | 14.875.012 |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 11.011.555 | 11.011.555 |
| Consumidores Livres | 3.863.457 | 3.863.457 |
| Perdas Totais | 4.226.820 | 4.226.820 |
| Perdas Rede Básica | 269.050 | 269.050 |
| Perdas na Distribuição | 1.978.885 | 1.978.885 |
| Perda Não Técnica | 380.931 | 380.931 |
| Perda Técnica | 1.597.954 | 1.597.954 |
| Energia Requerida | 19.101.832 | 19.101.832 |

IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 9 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela 9: 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 3.002/2021 |
| Itaipu | Tarifa de repasse de potência | REH 3.007/2021 |
| Bilaterais | Montante e preço | Memorando SRM/ANEEL |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 3.068/2022 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.995/2021 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Preços | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Preços | Previsão SGT |

25. A Tabela 10 demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 9.299.405 | 7.966.427 | 268,73 | 2.140.780.402 |
| Existente - CCEAR-QTD | 34.453 | 29.514 | 243,28 | 7.180.147 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 5.730.405 | 4.909.008 | 308,06 | 1.512.258.834 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.593.836 | 1.365.376 | 253,79 | 346.513.747 |
| Madeira e Belo Monte | 1.940.710 | 1.662.529 | 165,31 | 274.827.674 |
| Energia Base | 6.134.850 | 5.293.063 | 220,40 | 1.166.575.430 |
| Cota Angra I/Angra II | 482.677 | 413.490 | 349,15 | 144.370.176 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 2.831.659 | 2.425.769 | 151,00 | 366.288.085 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 2.558.315 | 2.191.606 | 299,29 | 655.917.169 |
| PROINFA | 262.198 | 262.198 | - | - |
| Total | 15.434.254 | 13.259.490 | 249,43 | 3.307.355.832 |

26. A Tabela 11 e o Gráfico 5 demonstram a variação dos montantes e do custo com compra
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:
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Fls. 10 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Existente - CCEAR-QTD | - | 34.453 | - | - | 243,28 | - |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 5.442.487 | 5.730.405 | 5,3% | 289,25 | 308,06 | 6,5% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.557.000 | 1.593.836 | 2,4% | 234,55 | 253,79 | 8,2% |
| Madeira e Belo Monte | 1.940.710 | 1.940.710 | 0,0% | 152,92 | 165,31 | 8,1% |
| Cota Angra I e Angra II | 476.057 | 482.677 | 1,4% | 249,64 | 349,15 | 39,9% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 3.318.203 | 2.831.659 | -14,7% | 122,65 | 151,00 | 23,1% |
| Itaipu | 2.596.938 | 2.558.315 | -1,5% | 345,42 | 299,29 | -13,4% |
| Proinfa | 273.501 | 262.198 | -4,1% | - | - | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | (2.345.406) | (2.174.764) | -7,3% | 240,44 | 254,47 | 5,8% |
| TOTAL | 13.259.490 | 13.259.490 | 0,0% | 233,43 | 249,43 | 6,9% |

27. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a ENEL GO, em função do
Mercado de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$ 3.307.355.832,17 e levaram a um impacto
no efeito médio de 2,97%. Esse impacto decorre principalmente: i) do aumento de 23,1% da tarifa dos
CCGFs, associado à redução dos respectivos montantes, em função do processo de descotização iniciado
com a capitalização da Eletrobras, com contribuição de 1,65%; e ii) do aumento dos montantes e custo
médio associados aos CCEAR de energia nova e alternativa, modalidade disponibilidade, com contribuição
de 1,52%. Por outro lado, com contribuição negativa, destaca-se a redução de custo da energia
proveniente de Itaipu, com impacto de -1,50%.
2,97%
1,65%
1,52%
0,59%
0,38%
0,30%
0,00% 0,03%
-1,50%

Total CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 11 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis
28. Para a ENEL GO, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por
classe de consumo, estão descritos na Tabela 12:
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo

| DESCRIÇÃO - Tipo | RECEITA (R$) | Percentual RI | Reais RI |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 3.285.974.160 | 0,64% | 35.473.234 |
| Industrial | 997.606.860 | 0,35% | 5.889.577 |
| Comercial | 1.148.414.819 | 0,44% | 8.523.307 |
| Rural | 913.485.526 | 0,30% | 4.622.528 |
| Iluminação Pública | 215.964.896 | 0,00% | - |
| Poder Público | 275.945.581 | 0,02% | 93.092 |
| Serviço Público | 210.194.309 | 0,00% | - |
| Demais | 106.852.234 | 0,00% | - |
| TOTAL | 7.154.438.385 | - | 54.601.738 |

29. Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da ENEL GO é de R$
54.601.738, contribuindo para o efeito médio de 0,21% no atual reajuste.
IV.5. PARCELA B
30. A Tabela 13 demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros
associados:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 12 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela 13: Cálculo da Parcela B

| Descrição | Valores | Referência |
| --- | --- | --- |
| (1) Parcela B Ano Anterior | 2.087.027.197 | TUSD aplicada ao Mercado |
| (2) Fator DR1/Fator PB | 1,04717 | SGT/ANEEL |
| (3) Parcela B econômica = (1)*(2) | 2.185.479.328 | SGT/ANEEL |
| (4) IPCA | 7,17% | Indicador econômico oficial |

(5) Fator X 0,44%

(5.1) Componente Pd do Fator X 0,88% Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X -1,84% REH 2.470/2018
(5.3) Componente Q do Fator X 1,40% PRORET 2.5 A
(6) UDEROR 115.182.550

(6.1) Outras Receitas (OR) 73.264.962 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 23.161.540 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 18.756.048 Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 2.217.305.837
31. A atualização da Parcela B representou 1,82% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IPCA, de 7,17% no período de referência, descontada do Fator X, além
do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem
de Demanda (UD).
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
32. A Tabela 14 consolida os valores dos componentes financeiros:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 13 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela 14: Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (114.991.646) | -1,61% |
| CVA em processamento - Transporte | 47.690.842 | 0,67% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 402.988.524 | 5,63% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 9.528.290 | 0,13% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 7.118.414 | 0,10% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 8.962.621 | 0,13% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (13.928.196) | -0,19% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 204.064 | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 60.992.558 | 0,85% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 3.630.277 | 0,05% |
| Ajuste CUSD | (359.829) | -0,01% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (33.238) | 0,00% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 273.268.480 | 3,82% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (336.795.635) | -4,71% |
| Financeiro de desconcatenação de TUSD G | 170.986 | 0,00% |
| Reversão do financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 288.094.212 | 4,03% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (4.791.342) | -0,07% |
| Financeiro de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 11.027/2022 | (34.419.093) | -0,48% |
| Frustração de repasse de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 10.665/2022 | 15.831.796 | 0,22% |
| Penalidade de Universailização - parcela 5 de 5 | (3.495.687) | -0,05% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (29.852.813) | -0,42% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (53.137.640) | -0,74% |
| Arrecadação de CDE Covid dos consumidores migrantes - Ofício Circular 20/2021 | (2.037.537) | -0,03% |
| Crédito de PIS/COFINS | (638.258.965) | -8,92% |
| Total | (113.620.558) | -1,59% |

33. Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -1,59% no atual reajuste da ENEL GO. Destaca-se, com
valores positivos: i) a CVA – Encargos Setoriais, com 5,63%, especialmente a CVA de CDE, decorrente da
defasagem entre a cobertura mensal concedida no RTA de 2021 e o novo patamar de custos mensais
incorridos pela concessionária a partir de janeiro de 2022; e ii) a reversão do financeiro de Bandeira
Escassez Hídrica, cujo efeito neste processo é de 4,03%6.
6 No processo tarifário de 2021, foi considerado o financeiro negativo denominado "Bandeira Escassez Hídrica", no valor de
259,7 milhões, cujo propósito era o de não repassar, às tarifas definidas naquele processo, o déficit até então acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras. No presente processo, o financeiro em questão deve ser revertido, visto que, na apuração
da CVA, está sendo realizado o encontro de contas entre: 1) o total de arrecadação associada à Bandeira Escassez Hídrica e; 2)
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Fls. 14 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
34. Ressalta-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo
da CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo
tarifário.
IV.7 Itens de Mitigação dos efeitos tarifários
35. Conforme reportado no início desta Nota Técnica, uma série de medidas e mecanismos
foram desenvolvidos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com intuito de
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômicofinanceira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo
tarifário, contribuindo substancialmente para a redução tarifária e estão indicados abaixo.
IV.7.a – Componentes financeiros
Financeiro associado Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
36. Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei n. 14.385/2022, que disciplina devolução
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. A Lei, estabelece os critérios para devolução da integralidade
dos valores requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.
37. Nesse sentido, foi incluído neste processo a devolução da integralidade dos valores já
compensados pela concessionária, incluindo o aproveitamento projetado para compensação nos doze
meses subsequentes, totalizando –R$ 638.258.965, com efeito de -8,92%.
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
38. Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória n° 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da
Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
39. O Despacho n° 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para fixar
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos
os déficits acumulados até o processo tarifário de 2021 somados aos custos incorridos pela distribuidora posteriormente ao
processo tarifário de 2021.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Termos de Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022. À ENEL GO foram repassados
R$ 79.728.889,91, que devidamente atualizados, originaram um componente financeiro negativo de -
R$ 82.990.453,46 e contribuiu para atenuar o efeito do atual processo tarifário em 1,16%.
Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu
40. Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base no
que consta no processo 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização
da Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio e o
crédito do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em função da
utilização desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do Decreto 11.027/2022.
41. A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. Segundo os
critérios de rateio, os recursos alocados para a ENEL GO alcançam a monta de R$ 34.419.092,99, cuja
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de -0,48%. Ressalta-se que o detalhamento dos cálculos,
os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a modicidade
tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constam do processo
nº 48500.001671/2021-16.
Financeiro associado ao encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes
para o ACL
42. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL7, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
ENEL GO informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para
o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020SGT/ANEEL8, de 27/11/2020. O valor correspondente informado9 pela ENEL GO e devidamente atualizado
pela Selic foi de -R$ 2.037.537, originando um componente financeiro com impacto de -0,03%.
Financeiro do Spread da Conta Covid - REN 952/2021
43. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
7
Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
8 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.
9
Documento SIC nº 48513.025009/2022-00.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 16 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Como consequência, observando o disposto no Art. 4º daquela REN, foi apurado
componente financeiro negativo no valor de -R$ 4.791.342,02, resultando em redução de efeito de 0,07%.
IV.7.b – Componentes econômicos
CDE Modicidade Eletrobrás
44. A Medida Provisória n° 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após
tramitação no Congresso Nacional, tal MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021.
45. O inciso I da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão
pelos novos contratos, nos termos abaixo:
[...]
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia elétrica de
que trata o art. 2º desta Lei:
I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de que
trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor
adicionado à concessão pelos novos contratos;
[...]
§ 2º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos novos
contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a quota de que
trata o inciso I do caput deste artigo será creditada integralmente em favor das concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de modicidade tarifária no Ambiente
de Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma proporcional aos montantes descontratados
em decorrência da alteração do regime de exploração para produção independente de que trata
o inciso III do caput deste artigo.
[...]
46. Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a
Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração
de energia elétrica nos termos da Lei nº 14.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros da Resolução
CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 17 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
47. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser
aportado na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da
citada Resolução.
48. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos
tarifários, propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE
ELETROBRAS, cujo valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade,
utilizando o fator de garantia física como parâmetro de rateio.
49. Frisa-se que neste processo tarifário já está sendo considerado o valor proposto pela
Agência, conforme o Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022, no valor de -R$ 189.459.603,06, que
contribuiu com efeito tarifário de -2,65%.
IV.8. Efeito das Bandeiras Tarifárias
50. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente dos repasses da Conta
Bandeiras, decorrentes da aplicação dos adicionais de bandeira amarela, vermelha e escassez hídrica no
período de apuração da CVA, contribuiu para que a tarifa da ENEL GO não sofresse aumento adicional
médio de 18,84%.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 18 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
V - SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
51. A Tabela 15 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de outubro/2022 a setembro/2023, 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 outubro/2021 a setembro/2022.
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.507.255 | 13.917.810 | 15.425.065 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 161.829 | 2.155.771 | 2.317.601 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 9.821 | 585.260 | 595.081 |
| Subsídio Rural | (459.496) | 3.748.200 | 3.288.704 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (1.207.538) | 5.970.059 | 4.762.520 |
| Total | 11.870 | 26.377.100 | 26.388.970 |

VI - DO FUNDAMENTO LEGAL
52. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo
I do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e ao Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica nº 63/2000-ANEEL.
VII - DA CONCLUSÃO
53. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 63/2000, no que consta
do Processo nº 48500.004918/2021-56 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela homologação das novas tarifas de aplicação da ENEL GO, com vigência a partir de 22
de outubro de 2022, correspondendo a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 7,22% sendo de 10,84% em média para os consumidores conectados em
Alta Tensão (AT) e de 5,81% em média para aqueles conectados em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL GO;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo; e
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Fls. 19 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura
tarifária.
VIII -
DA RECOMENDAÇÃO
54. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
LEONARDO DE ARAUJO SILVA FABIANO COSTA CAMILO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ALINE MOURA DE MELO SOUZA FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Especialista em Regulação Coordenador de Processo Tarifário de
Distribuição
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 20 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Equipe Atividade
Leonardo de Araújo Silva Especialista em Regulação
Francisco de Mattos Faé Coordenador - Processos Tarifários
Robson Kuhn Yatsu Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Diego Luís Brancher Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Marco Aurélio Silva dos Santos Análise de mercado – SAMP
Aline Oliveira Moura Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização
Fabiano Costa Camilo CVA
Aline Moura de Melo Souza Encargos de Transmissão
Wendell Cassemiro da Silva Encargos de Transmissão
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Fls. 21 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
1. Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência).
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos
10,
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) os quais têm caráter normativo e consolidam a
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação
setorial vigente.
3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:

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

| 3.1 A | Procedimentos Gerais | 1.0 C | 01/03/2022 |
| --- | --- | --- | --- |
| 3.2 A | Custos de Aquisição de Energia | 1.1 C | 01/03/2022 |
| 3.3 A | Custos de Transmissão | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 3.4 A | Encargos Setoriais | 1.0 C | 01/03/2022 |

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

| 4.1 | Conceitos Gerais | 1.0 C | 01/03/2022 |
| --- | --- | --- | --- |
| 4.2 A | CVA | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 4.3 | Sobrecontratação de Energia | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 4.4 A | Demais Componentes Financeiros | 1.3 C | 01/03/2022 |

Módulo 5 – Encargos setoriais

5.1 Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 1.0 C 01/03/2022
5.2 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 1.1 C 01/03/2022
5.3 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 1.0 C 01/03/2022
PROINFA

5.4 Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia 1.0 C 01/03/2022
de Reserva - EER
10 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 22 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

5.5 Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – 1.1 C 01/03/2022
TFSEE

5.6 Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética 1.3 C 01/03/2022
– EE
Módulo 6 – Demais Procedimentos

| 6.1 | Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia | 1.0 C | 01/03/2022 |
| --- | --- | --- | --- |
| 6.2 | Itaipu | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 6.3 | Encargos de conexão A1 | 1.0 C | 01/03/2022 |
| 6.7 | Centrais de Geração Angra 1 e 2 | 3.0 C | 01/03/2022 |
| 6.8 | Bandeiras Tarifárias | 1.9 C | 01/03/2022 |

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 C 01/03/2022
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
5. Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de
Serviços).
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens:
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis;
7. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica.
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Fls. 23 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
8. Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação:
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵
onde:
RR: Receita Requerida;
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento
e o Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL
e legislação setorial;
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B,
vigente na Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre
o Índice de Variação da Inflação (IVI) e o Fator X;
IVI: númENEL RJ índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a
sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último
reposicionamento tarifário;
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de
cálculo do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados
no setor de distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos,
que poderão contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética,
conforme regulação da ANEEL.
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência
faturados no Período de Referência; e
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão
tarifária periódica em processamento, quando for o caso.
9. A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 24 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
10. O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste.
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL
11. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A
12. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii)
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis.
13. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET.
III.3.1. Encargos Setoriais
14. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002,
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade:
• o desenvolvimento energético dos Estados;
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda;
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária;
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Fls. 25 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;
• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das
concessionárias de distribuição.
15. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário
incorpora os seguintes valores:
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de
2013.
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos
termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução
Normativa nº 885, de 23/6/2020.
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID.
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do
PRORET;
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 26 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais,
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto,
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição
16. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 27 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
17. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
18. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotaspartes.
19. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL
por meio de Resolução Homologatória.
20. Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio
de Resolução Homologatória específica.
21. O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
22. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 28 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
23. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo,
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos.
24. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da
concessionária de distribuição.
25. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do
montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL,
em R$/MW.
26. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é
calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante
faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada.
III.3.3 Compra de Energia
27. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
28. A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 29 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
29. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia
vigentes na data da revisão.
30. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
•
Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a
500 GWh/ano;
• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas;
•
Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para
o atendimento à totalidade de suas cargas.
•
Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do
PRORET;
• Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET;
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 30 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
• Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
• Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
Potência, realizado em 25/11/2015;
•
Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995,
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
•
Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no
Art. 15 do mesmo decreto;
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
31. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 31 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
32. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
33. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica11.
34. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado.
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia
35. O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
36. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
37. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 12 considerando o período de
referência em questão.
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.
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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 32 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
38. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais,
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos
Renovados, e Contratos de Suprimento.
39. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis
40. Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora,
conforme fórmula abaixo:
𝑉𝑅𝐼= 𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐) }
𝐶
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
Onde:
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI;
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no
PRORET submódulo 4;
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses;
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual
pertence à empresa.
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B
41. Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela
"B" na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma:
𝑉𝑃𝐵0𝑖= 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓
𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 33 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖
𝑖−1
Onde:
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência;
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda
de potência faturados no Período de Referência;
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão
tarifária periódica em processamento, quando for o caso;
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento;
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita
Irrecuperável e inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no
processo tarifário anterior,
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o
Submódulo 2.7A; e
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A.
42. Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER),
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado.
43. Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator
Pb i−1, definido como:
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 + 𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 =
𝑖−1 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
Onde,
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos,
apurados no último processo tarifário.
44. O Fator X13 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no
Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e
13
Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 34 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula
abaixo:
= + +
Fator X Pd Q T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
45. O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras.
46. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET.
47. Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela
ANEEL.
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
48. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1,
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET14.
49. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário
anual são:
14 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 35 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela "A".
•
Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindose os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25,
de 24/1/2002.
•
A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior.
•
Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada
especificamente para este fim.
•
A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias:
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais,
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes
financeiros relacionados à Parcela A.
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia,
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas
Irrecuperáveis.
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET.
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério
da Fazenda (MF).
•
Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados
Selic15.
pela
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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 36 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
• Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional.
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela Superintendência
de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, foi utilizado banco
de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao cálculo do saldo
de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos no
citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar ou
retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet.
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada.
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET16, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de
reajuste tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
50. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
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.
16

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 37 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
51. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
52. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
53. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
54. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de
irrigação.
55. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA
CDE
56. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas
controversas no orçamento anual da CDE.
57. Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 38 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201617, de 14 de junho de 2016, publicar
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.
58. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE
sobre as glosas realizadas.
17
Publicada em 16 de junho de 2016.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 39 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Anexo II – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens da
Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os eventos
PRORET18.
tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do No
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA
RESULTADOS CVA

Métodos 1 e 2 Método 3 Delta Total CVA 5ºd útil CVAproc
Item

| (R$) | (R$) | (R$) | (R$) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CDE | 271.318.744,38 | 0,00 271.318.744,38 285.650.895,19 | 305.356.894,48 |  |  |
| CDE Energia | 11.796.439,58 | 0,00 | 11.796.439,58 | 13.061.544,91 | 13.962.612,61 |
| Rede Básica | 43.078.171,99 | -5.074.295,19 | 38.003.876,80 | 38.686.212,24 | 41.355.031,02 |

Compra de Energia 57.046.296,29 -160.681.368,79 -103.635.072,49 -107.570.738,41 -114.991.646,00

| CFURH | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Transporte Itaipu | 5.693.725,05 | 0,00 | 5.693.725,05 | 5.926.934,03 | 6.335.811,29 |
| Proinfa | 56.943.251,07 | 0,00 | 56.943.251,07 | 60.371.627,78 | 64.536.443,21 |
| ESS | 496.438.590,47 -491.623.044,55 | 4.815.545,92 | 17.897.865,99 | 19.132.573,61 |  |
| CVA Total | 942.315.218,84 -657.378.708,53 284.936.510,31 314.024.341,73 | 335.687.720,22 |  |  |  |

* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste
tarifário anual pela Selic projetada de 13,24%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da
CVA saldo a compensar no processo tarifário.
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 4,69% e está
detalhado no gráfico a seguir:
Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela aplicação do
18
Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2, é apurada a diferença entre
o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura
tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.
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Fls. 40 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 18,84% de redução no reajuste
das tarifas.
5. A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram significativos
no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.
CDE
6. Na apuração da CVA CDE, destaca-se o impacto de 4,27% decorrente do recolhimento das
novas quotas mensais de CDE, nos termos da REH 3.004/2021 e da REH 3.034/2022, superiores à
cobertura tarifária concedida.
ESS/EER
7. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação de
usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação de
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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.

Fls. 41 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE
8. Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo
tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados nos
Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3.
R$140
Milhões
R$120
R$100
R$80
R$60
R$40
R$20
R$0

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. 42 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
R$20
Milhões
R$15
R$10
R$5
R$0
-R$5
-R$10
-R$15
-R$20
-R$25
-R$30
-R$35

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
9. Observa-se que os custos de ESS, especialmente por Segurança Energética, foram
amplamente superiores à cobertura concedida. Contudo, houve reversão de recursos de bandeiras
tarifárias alocadas em ESS, o que reduziu significativamente o impacto da CVA ESS/EER, resultando em
um efeito de 0,27%.
Compra de Energia
10. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra
de energia da distribuidora.
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Fls. 43 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
11. O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela aplicação
do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura tarifária concedida
e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área em cinza representa o
saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração.
Milhões
400 250
353
350
310
200
300
268 275
245

250 234 234 234 234 234 234 234 234 234 234
222 222 222 226 222 150
209 208 212 207 210 203
200
100
150
100
50
50
0 -
jul-21 ago-21 set-21 out-21 nov-21 dez-21 jan-22 fev-22 mar-22 abr-22 mai-22 jun-22 jul-22
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
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Fls. 44 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
12. A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3,
cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Item R$
Glosa de Perdas - 293.752,59
Recontabilização da Glosa de Perdas - 62.419,03
Ajuste Cobertura - Recontab. MWh Contratuais 736.266,31
Acrônimos CCEE
Efeito Disponibilidade - CCEAR-D - 12.865.331,53
Efeito Disponibilidade - CCEN - 9.720.383,60
Exposição entre Submercados - 367.947,21
Risco Hidrológico - Itaipu 132.861.002,18
Risco Hidrológico - CCGF 161.799.982,96
Efeitos de Usinas Aptas -
Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas 220.411.367,21
Demais Itens - 5.191.323,91
Recontabilização - Acrônimos CCEE 4.807.026,71
MAC - Energia 68.393.038,93
Recontabilização dos MAC - Energia - 176.051,14
Receita de Bandeiras Alocada Energia - 689.940.335,45
Ressarcimentos - 31.072.508,63
Total - 160.681.368,79
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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Fls. 45 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
13. 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.
400
350
300
250
200
150
100
50
0

-50 CCEAR-Q CCEAR-D CCEN Itaipu CCGF MVE MCSD EN
Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
14. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de -1,61% pode ser segregado para cada
tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação da
receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-D, Risco
Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas, conforme
custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão detalhados no gráfico a seguir.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
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Fls. 46 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
15. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3
16. Apesar dos significativos custos decorrentes das exposições ao MCP relacionadas aos riscos
hidrológicos de Itaipu, dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados, houve expressiva reversão de recursos de
bandeiras tarifárias alocadas em energia, o que resultou em um efeito negativo para a CVA Energia.
Glosa de Energia
17. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga real
superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.
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Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Energia
Ajuste de

Mercado Carga Real Requerida Glosa Preço Cobertura
Mês Glosa

(MWh) (MWh) Regulatória (MWh) (R$/MWh) (R$/MWh)
(R$)
(MWh)

| ago-21 | 855.647 | 1.159.883 | 1.153.085 | 6.798 | 254,09 | 222,36 | 215.728 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| set-21 | 1.012.496 | 1.266.458 | 1.259.035 | 7.423 | 244,00 | 222,36 | 160.676 |
| out-21 | 1.035.750 | 1.182.959 | 1.176.025 | 6.933 | 246,47 | 226,01 | 141.817 |
| nov-21 | 928.226 | 1.045.856 | 1.039.727 | 6.130 | 268,04 | 233,69 | 210.587 |
| dez-21 | 942.405 | 1.077.251 | 1.070.937 | 6.314 | 237,25 | 233,69 | 22.454 |
| jan-22 | 853.814 | 1.046.191 | 1.040.059 | 6.132 | 222,02 | 233,69 | -71.566 |
| fev-22 | 858.740 | 962.114 | 956.475 | 5.639 | 230,31 | 233,69 | -19.056 |
| mar-22 | 867.668 | 1.146.339 | 1.139.620 | 6.719 | 220,71 | 233,69 | -87.223 |
| abr-22 | 923.122 | 1.168.608 | 1.161.758 | 6.849 | 225,33 | 233,69 | -57.282 |
| mai-22 | 941.183 | 1.142.159 | 1.135.465 | 6.694 | 222,48 | 233,69 | -75.069 |
| jun-22 | 920.321 | 1.086.877 | 1.080.506 | 6.370 | 224,16 | 233,69 | -60.730 |
| jul-22 | 922.974 | 1.104.751 | 1.098.276 | 6.475 | 220,32 | 233,69 | -86.583 |

ago-22 - - - - - - -

Total 11.062.346 13.389.446 13.310.969 78.477 234,70 230,96 293.752,59
% perda s. mercado venda 21,04% 20,33%
Resultado no Mercado de Curto Prazo
18. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi
calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes
resultados:
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/08/2021 e 01/07/2022, com base em
dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 34.095.208,63 a preços de outubro/2022.
• Para o ano civil de 2021: Sobrecontratação de energia de 896.010 MWh, que representa 6,75% do Mercado
Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como sobrecontratação
involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor
recalculado com o montante de exposição/sobrecontratação involuntárias a ser publicado e o valor
considerado neste processo tarifário deverá ser considerada em processo tarifário futuro.
•
Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto
Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 2015, limitado a um período de 5
anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de carga, contratos e PLD percebido, informadas pela
CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$
26.897.349,67.
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Fls. 48 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
19. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
1.400
1.200
1.000
800
GWh
600
400
200
0
ago-21 set-21 out-21 nov-21 dez-21 jan-22 fev-22 mar-22 abr-22 mai-22 jun-22 jul-22

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
20. 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 prazo19 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no
gráfico anterior.
19 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. 49 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
20 700
MILHÕES R$/MWH
15 600
10 R$ 500
R$ 17,0
R$ 14,2
5 R$ 10,4 R$ 9,0 R$ 8,1 400
R$ 5,9
R$ 2,9
0 R$ 0,7 300
-R$ 0,9
-R$ 4,8
-5 200
-R$ 12,8 -R$ 12,4
-10 100
-15 0
ago/21 set/21 out/21 nov/21 dez/21 jan/22 fev/22 mar/22 abr/22 mai/22 jun/22 jul/22

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Conta Bandeira
21. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. Também
devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e "ESS" da Conta Bandeira, pois
pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens de custos são
considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta forma, a tabela a
seguir apresenta o resultado dessa comparação.
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Fls. 50 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
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
22. Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi
de -5,31%.
23. 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 0,11%20.
20 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. 51 Nota Técnica nº 189/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
24. Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, de
forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite de
sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de agosto de 2021 a junho de 2022, o nível
de contratação apurado em relação à carga real foi de 2,27%.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004918/2021-56.
Documento assinado digitalmente por Leonardo de Araujo Silva, Coordenador(a) Adjunto(a) Das Atividades de Processo Tarifário de Distribuição, em 19/10/2022 às
09:28; Francisco de Mattos Fae, Coordenador(a) Das Atividades de Processo Tarifário de Distribuição, em 17/10/2022 às 15:39; Fabiano Costa Camilo,
Coordenador(a) de Projeto de Projeto de Encargos e Comercialização, em 17/10/2022 às 13:55; Aline Moura de Melo Souza, Analista Administrativo, em
17/10/2022 às 12:05; Davi Antunes Lima, Superintendente de Gestão Tarifária, em 17/10/2022 às 11:53