REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3068/2022
Tipo de documento: nota_tecnica
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-18
Autor: ANEEL

da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
Nota Técnica nº 121/2022-SGT/ANEEL
Em 11 de julho de 2022.
Processo nº: 48500.004632/2022-51
Assunto: Estabelecimento da Receita Anual de Geração
(RAG) para as usinas hidrelétricas alocadas em regime
de cotas, nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o
período de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023.
I - DO OBJETIVO
1. Apresentar o cálculo da Receita Anual de Geração (RAG) a ser faturada pelos geradores que
aderiram ao regime de cotas para prorrogação das concessões de usinas hidrelétricas, pelos geradores
que estão na condição de prestador temporário dos serviços de geração de energia elétrica nos termos
da Portaria nº 117/2013, do Ministério de Minas e Energia (MME), e pelos geradores que celebraram
contratos de concessão mediante as realizações dos Leilões nº 02/2014, nº 12/2015 e nº 01/2017, nos
termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023.
II - DOS FATOS
2. A Lei nº 12.783, de 11/01/2013, dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá
outras providências.
3. A Resolução Normativa ANEEL (REN) nº 541, de 12/03/2013, estabeleceu as disposições
relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias
de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013.
4. O MME estabeleceu por meio da Portaria nº 117, de 05/04/2013, as condições para
prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica em regime de cotas de usinas hidrelétricas
com contratos de concessão encerrados até que novas concessionárias assumam as concessões.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
5. O Art. 5º da Lei nº 13.182/2015 modificou a redação da Lei nº 11.943/2009. Com isso, foi
autorizado o aditamento dos contratos de fornecimento de energia celebrados entre a Chesf e
consumidores não cotistas. O montante de garantia física de energia e de potência, doravante garantia
física, das usinas hidrelétricas da Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf) destinado a esses
consumidores não é considerado no regime de cotas.
6. A Lei nº 13.360/2016 definiu o percentual da Compensação Financeira pelo Utilização de
Recursos Hídricos (CFURH) sobre o valor da energia elétrica produzida, a ser paga por titular de concessão
ou autorização para exploração de potencial hidráulico.
7. O MME estabeleceu por meio da Portaria nº 178, de 03/05/2017, a revisão da garantia
física das usinas cotistas listadas no seu Anexo, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2018.
8. Por meio da REN nº 818, de 19/06/2018, foram aprovados os Submódulos 12.1 e 12.4 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), que regulamentaram a revisão das receitas anuais de
geração das usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física da Lei nº 12.783/2013
e o cálculo da parcela de GAG Ampliação. Por meio da REN nº 882, de 20/04/2020, foi aprovada a versão
2.1 do Submódulo 12.1 do PRORET, que revisou o valor do CAIMI e os fatores de anualização aplicados no
cálculo da GAG Melhorias.
9. Por meio da REN nº 856, de 27/08/2019, foi aprovado o Submódulo 12.2 PRORET, que
regulamentou os procedimentos de reajuste da RAG.
10. Por meio do Despacho nº 569, de 03/03/2021, foi suspensa a operação comercial da usina
hidrelétrica Macaco Branco. Por meio do Despacho nº 848, de 30/03/2021, foi suspensa a RAG da usina
hidrelétrica Macaco Branco na vigência do Despacho nº 569, de 2021.
11. A Portaria nº 544/GM/MME, de 30/08/2021, definiu novos montantes de garantia física
para as usinas hidrelétricas das Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobras) a partir de janeiro/2023
condicionados à vigência dos novos contratos de concessão.
12. Por meio da Resolução Homologatória ANEEL (REH) nº 2.902, de 20/07/2021, foram
homologados os valores de RAG das usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas, nos termos da Lei
nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022.
13. A Portaria nº 559/GM/MME, de 20/10/2021, modificada pela Portaria nº 642/GM/MME,
de 19/04/2022, estabeleceu as condições complementares para a outorga de novos contratos de
concessão cujo objeto é o conjunto de usinas hidrelétricas da Companhia Estadual de Geração (CEEE-G),
sendo que a Portaria nº 338 do MME, de 10/09/2020, condicionou aplicação dos novos montantes de
garantia física à vigência dos novos contratos de concessão.
14. Por meio da Resolução nº 15, de 31/08/2021, posteriormente modificada pela Resolução
nº 30 de 21/12/2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definiu as regras de descotização
das usinas das Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobras) nos termos da Lei nº 14.182, de 12/07/2021.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
15. A REH nº 2.981, de 07/12/2021, fixou o valor da Tarifa Atualizada de Referência (TAR) para
o ano de 2022.
16. Por meio da REN nº 1.003, de 01/02/2022, foi aprovada a versão 2.1C do Submódulo 12.1
e a versão 1.0C do Submódulo 12.2 do PRORET em vigência a partir de 1º de março de 2022.
17. Por meio da Portaria nº 647/GM/MME, de 05/05/2022, o MME atribuiu a prestação
temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Paraibuna à Cesp, com início
em 04/06/2022, com vistas a garantir a continuidade do serviço até a assunção de novo concessionário.
18. Em 19/05/2022 a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) emitiu o Ofício nº 176/2022SGT/ANEEL1, para a EMAE, com a solicitação de informações e das cópias das faturas referentes ao CUSD,
perfil carga, celebrado com a ENEL SP (antiga Eletropaulo) para o processo da RAG do ciclo 2022/2023.
19. Em 23/05/2022 a SGT emitiu o Ofício Circular nº 18/2022-SGT/ANEEL2 solicitando o envio
de cópia dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) e respectivos Aditivos em caso de
alterações em relação as informações prestadas e consideradas no reajuste da RAG do ciclo 2021/2022.
114/2022-SGT/ANEEL3,

20. Em resposta ao Memorando nº de 20/05/2022, a Superintendência
de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) emitiu a Nota Técnica nº 74/2022-SRG/ANEEL, de
23/06/2022, com os dados para apuração do padrão de qualidade das usinas com despacho centralizado
pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), e a Nota Técnica nº 75/2022-SRG/ANEEL, de 23/06/2022, com
os dados para apuração do padrão de qualidade das usinas sem despacho centralizado pelo ONS. Por
meio da Nota Técnica nº 84/2022-SRG/ANEEL, de 07/07/2022, a SRG complementou as informações da
Nota Técnica nº 75/2022-SRG/ANEEL.
21. Em 25/05/2022 a SGT emitiu o Ofício nº 177/2022-SGT/ANEEL4, para a CHESF solicitando
informações sobre a garantia física da UHE Sobradinho que foi respondido pela empresa por meio de
correio eletrônico.
22. Em resposta ao Ofício nº 196/2022-SGT/ANEEL5, de 09/06/2022, a UHE São Simão Energia
S.A. encaminhou por meio do Ofício nº 006/2022-UHE São Simão as informações solicitadas para análise
da apuração do financeiro decorrente do Despacho nº 1.898/2021.
23. Em 10/06/2022 a Companhia São Patrício de Geração e Transmissão encaminhou à ANEEL
a carta C/DIR/CSP G&T nº 008/2022/DE/DMEE solicitando que fossem adicionados investimentos de
melhoria à RAG.
1 SIC 48581.001515/2022-00.
2
SIC 48581.001521/2022-00.
3 SIC 48581.001517/2022-00.
4 SIC 48581.001531/2022-00.
5 SIC 48581.001670/2022-00.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
24. Por meio da Portaria nº 656/GM/MME, de 21/06/2022, o MME revogou a Portaria nº
190/2020, que atribuiu a prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina
hidrelétrica Paranoá à CEB Geração S.A, com início em 30/04/2020. Em 10/06/2022 foi assinado o
Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 01/2016-ANEEL, que formalizou a prorrogação da
concessão da UHE Paranoá por trinta anos contados a partir de 30 de abril de 2020 nos termos do art. 1º
da Lei nº 12.783/2013.
25. Por meio da carta RE.R.E.091.2022, de 01.07.2022, Furnas encaminhou resposta em à
consulta sobre possível parcela de garantia física de Itumbiara não contratada nos termos de Lei
13.182/2015.
26. Em 07/07/2022 a SGT encaminhou para a SRM o Memorando nº 140/2022-SGT/ANEEL6
solicitando a confirmação do montante de garantia física destinado aos consumidores não cotistas da
Chesf que passará a vigorar a partir de entrada em vigência dos novos valores de garantia física em
janeiro/2023 cuja resposta foi recebida em 08/07/2022.
27. Os valores das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as Receitas Anuais
Permitidas (RAP) pela disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço
público de transmissão de energia elétrica terão os valores homologados na 25º Reunião Pública Ordinária
da Diretoria da ANEEL de 2022.
III - DA ANÁLISE
28. Atualmente há 71 usinas hidrelétricas que recebem RAG referente às respectivas parcelas
de garantia física alocadas no regime de cotas. Essas usinas podem ser separadas em três grupos: 34
usinas com contratos de concessão prorrogados, 3 usinas na condição de prestação temporária dos
serviços de geração de energia elétrica e 34 usinas com contratos de concessão celebrados mediante
leilões. Há particularidades no cálculo dos valores de RAG por grupos de usinas hidrelétricas como será
explicitado nesta nota técnica.
29. Cabe ressaltar que apesar de alocada no regime de cotas, a usina hidrelétrica Macaco
Branco está com operação comercial suspensa conforme o Despacho nº 569/2021 e durante a sua
vigência também estará suspensa RAG dessa usina segundo o Despacho nº 848/2021. Por isso, não consta
neste processo receita para essa usina.
30. Os Termos Aditivos aos Contratos de Concessão de Geração, das usinas hidrelétricas que
aceitaram a prorrogação das concessões nos termos da Lei nº 12.783/2013, estabeleceram o regime de
tarifa regulada. O formato estipulado para a contraprestação econômica pela execução da atividade de
geração de energia elétrica foi a fixação da RAG, nos termos das Cláusulas Sexta e Sétima dos Termos
Aditivos.
6 SIC 48581.001844/2022-00.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
31. Esse regime foi estendido para as usinas hidrelétricas na condição de prestação temporária
do serviço de geração de energia elétrica, que ocorre quando o concessionário opta por não renovar o
contrato de concessão. Nesses casos, normalmente o MME designa, por meio de portaria,
a responsabilidade para o antigo concessionário ou outro designado para operar a usina até que ocorra a
assunção da concessão por novo concessionário. Nessa condição, conforme Portaria MME nº 117/2013,
a garantia física é alocada integralmente no regime de cotas e o gerador designado recebe a RAG fixada
pela ANEEL.
32. De acordo com o regime instituído, os valores de RAG devem ser calculados considerandose os valores do Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG), acrescidos dos Encargos de Uso e Conexão,
da Parcela Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado (AjI), da Taxa de Fiscalização
dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e dos custos associados aos programas de Pesquisa e
Desenvolvimento (P&D). As parcelas de GAG são compostas pelas parcelas de GAGO&M, destinada à
cobertura dos custos operacionais, de GAG Melhorias, destinadas a cobertura dos investimentos em
melhorias ao longo da concessão, e do Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI), destinada
à cobertura dos investimentos de curto período de recuperação como software e veículos.
33. A concessão da usina hidrelétrica Três Irmãos foi licitada no Leilão nº 02/2014 e o seu
contrato de concessão segue o padrão das cláusulas contratuais estabelecidas para os contratos de
concessão prorrogados, com alocação integral da garantia física no regime de cotas e com os mesmos
componentes da RAG. Por isso, os procedimentos definidos para o grupo de usinas hidrelétricas com
concessões prorrogadas estendem-se para essa usina.
34. Para o grupo das usinas hidrelétricas com contratos de concessão celebrados nos termos
dos Leilões nº 12, de 25/11/2015, e nº 01, de 27/09/2017, a RAG é composta pelos componentes
destacados para as usinas com contratos de concessão prorrogados, sendo que as coberturas dos custos
com operação e manutenção (O&M), com os investimentos em melhorias e com os investimentos de
curto período de recuperação são agregadas em uma única parcela de GAG conforme processos
licitatórios, sem previsão de revisão periódica desses valores ao longo da concessão.
35. Os valores de GAG homologados nos leilões são reajustados pelo Índice Nacional de Preços
ao Consumidor Amplo (IPCA) nos processos de reajuste da RAG. Além disso, especificamente para as
usinas hidrelétricas desses dois leilões foi acrescentada a parcela denominada de Retorno da Bonificação
pela Outorga (RBO).
36. Ainda, os contratos de concessão estabelecem que os valores de RAG das usinas
hidrelétricas com concessões licitadas no Leilão nº 12/2015 sejam reduzidas em 30% a partir de 1º de
janeiro de 2017 e com concessões licitadas no Leilão nº 01/2017 sejam reduzidas em 30% a partir do
encerramento dos períodos de operação assistida7. Essas reduções foram contempladas nos processos
anteriores não sendo mais consideradas no presente processo.
7 No Leilão n° 01/2017 foram licitadas as concessões das usinas hidrelétricas Jaguara, Miranda, Volta Grande e São Simão e os
contratos assinados em 10/11/2017. As quatros usinas solicitaram período de operação assistida, sendo que o último período,
da usina São Simão, encerrou-se em 09/05/2018.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
37. Três fatos importantes merecem destaque: os efeitos dos processos de desestatização da
CEEE e da Eletrobras e a prorrogação do contrato de concessão da usina Paranoá.
38. A CEEE-G tem 12 usinas no regime de cotas e a Portaria nº 559/GM/MME, de 2021,
estabelece que suas usinas migrarão para o regime de Produção Independente de Energia (PIE) a partir
de 1º de janeiro/2023 condicionado a assinatura dos novos contratos. A Portaria nº 338/2020 do MME
define que os novos montantes de garantia física de suas usinas ficam condicionados à vigência de novos
contratos de concessão nos termos do Decreto nº 9.271/2018.
39. Em atendimento à Portaria nº 559/GM/MME, de 2021, não será estabelecida RAG para as
usinas da CEEE-G a partir de janeiro/2023. Em caso de alteração dessa data deverá ser estabelecida RAG
para o novo o período de permanência de suas usinas no regime de cotas limitado à data de 30 de junho
de 20238. Com base nos dados do ciclo 2021/2022, as usinas da CEEE-G têm cerca de 1,9% da garantia
física alocada no regime de cotas.
40. A Eletrobras tem 13 usinas com concessões prorrogadas que recebem RAG, sendo 6 da
Eletronorte9.
Chesf, 6 de Furnas e 1 da Com base nos dados do ciclo 2021/2022, suas usinas têm cerca de
63% da garantia física alocada no regime de cotas.
41. Com o processo de capitalização da Eletrobras novos contratos foram celebrados em
17/06/2022 e o regime de exploração de suas usinas mudou para PIE. Por isso, a Cláusula Terceira dos
novos contratos estabeleceu a regra de descotização nos termos da Resolução nº 15/2021 do CNPE.
Segundo os novos contratos:
CLÁUSULA TERCEIRA - EXECUÇÃO
(...)
Subcláusula Primeira – O regime de exploração das Usinas do Anexo 1 é Produção Independente de Energia
Elétrica, nos termos do art. 4º, inciso III, da Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, com disponibilidade da
energia para o novo Concessionário conforme incisos seguintes.
I. A descontratação da energia elétrica contratada nos termos do disposto no art. 1º da Lei nº 12.783, de
11 de janeiro de 2013, para atender ao estabelecido no inciso III do caput do art. 4º da Lei nº 14.182, de 12
de julho de 2021, se dará nos termos da Resolução nº 15, de 31 de agosto de 2021, do Conselho Nacional de
Política Energética – CNPE, ficando preservado o disposto no Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de
Concessão nº 04/2004-ANEEL para a respectiva parcela da usina.
II. (...)
III. Durante o período de descontratação referido no inciso I, os pagamentos e ressarcimentos associados a:
Receita Anual de Geração – RAG; risco hidrológico; resultados financeiros do Mecanismo de Realocação de
Energia – MRE; taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica; pesquisa e desenvolvimento do setor
elétrico brasileiro e eficiência energética; compensação financeira pelo uso de recursos hídricos para fins de
geração de energia elétrica, pelas distribuidoras cotistas, serão afetados na mesma proporção da
descotização estabelecida pelo CNPE, por meio da Resolução nº 15, de 2021.
8 Valores de RAG a vigorarem a partir de 1º de julho de 2023 serão homologados no processo da RAG para o ciclo 2023/2024.
9 Boa Esperança, Coaracy Nunes, Complexo Paulo Afonso, Corumbá I, Estreito, Funil – BA, Funil - RJ, Furnas, Itaparica,
Marimbondo, Pedra, Porto Colômbia e Xingó.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
42. A Resolução nº 15/2021 CNPE dispõe sobre a regra de descotização:
Art. 2º
(...)
§ 10. A descontratação de energia elétrica contratada nos termos do art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro
de 2013, será de vinte por cento por ano, com início em 1º de janeiro de 2023, de acordo com o cronograma
do Anexo IV, com exceção das UHEs Tucuruí, Curuá-Una e Mascarenhas de Moraes, com disponibilidade de
energia a partir da assinatura dos novos contratos de concessão. (Redação dada pela Resolução CNPE nº 30,
de 21 de dezembro de 2021).
ANEXO IV
(Incluído pela Resolução CNPE nº 30, de 21 de dezembro de 2021)
Percentual de Garantia Física Alocada na Forma de Cotas de Garantia Física de Energia e de
Potência das UHEs da Eletrobras às Concessionárias e Permissionárias de Serviço Público de
ANO
Distribuição de Energia Elétrica
2022 100%
2023 80%
2024 60%
2025 40%
2026 20%
2027 0%
De 2028 em diante 0%
43. A Portaria nº 544/GM/MME, de 2021, define novos montantes de garantia física para as
usinas da Eletrobras a partir de janeiro de 2023 condicionados à vigência dos novos contratos de
concessão. Esses valores constam também no Anexo II da Resolução nº 15/2021 do CNPE. Em 17/06/2022
esses novos contratos foram celebrados: Contrato de Concessão nº 01/2022-ANEEL-Chesf, Contrato de
Concessão nº 02/2022-ANEEL-Eletronorte e Contrato de Concessão nº 03/2022-ANEEL-Furnas.
44. Verifica-se que o processo de descotização inicia-se em janeiro/2023 com a redução de
20% ao ano da garantia física alocada no regime de cotas. Por isso, os valores de RAG das usinas da
Eletrobras serão reduzidos também na mesma proporção.
45. Além disso, os novos montantes de garantia física também terão repercussão neste
processo ao entrarem em vigor em janeiro de 2023, pois tem impacto no cálculo da tarifa do regime de
cotas que é a referência para a definição da cobertura tarifária das distribuidoras cotistas. Os novos
montantes de garantia física, a vigorar a partir de 2023, reduzem cerca de 12% em relação aos valores
adotados no ciclo 2021/2022, antes de aplicar a redução de 20% da descotização e já considerando o
ajuste na garantia física das usinas da Chesf decorrente da Lei nº 13.182/2015.
46. Com isso, a tarifa refletirá a alteração dos montantes de garantia física e a descotização de
20% a partir de janeiro/2023. Cabe ressaltar que a metodologia de cálculo das parcelas de GAG não
considera garantia física de forma que as alterações dos montantes não afetam os valores que foram
revisados em 2018 e que são a referência para o reajuste deste ano. Assim, a descotização apenas
proporcionaliza a RAG à parcela de garantia física alocada no regime de cotas das usinas da Eletrobras.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
47. Por meio da Portaria nº 656/2022 o MME revogou a Portaria nº 190/2020, que atribuiu a
prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Paranoá à CEB
Geração S.A, com início em 30/04/2020. A revogação se deu em virtude da prorrogação do Contrato de
Concessão nº 01/2016-ANEEL, que formalizou a prorrogação da concessão da UHE Paranoá por trinta
anos contados a partir de 30 de abril de 2020 nos termos do art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de
2013.
48. Como a data de início de vigência do contrato prorrogado é retroativa à entrada da usina
no regime de cotas como designada e a parcela de GAG definida na portaria de designação é o mesmo
valor estabelecido no contrato de concessão, verifica-se que não há ajustes a fazer nos valores de RAG
homologados para a usina Paranoá na vigência da Portaria nº 190/2020 e que a regra de reajuste
estabelecido no contrato para os dois primeiros anos foram observados nos processos de reajuste da RAG
de 2020 e 2021.
49. Por fim, ressalta-se que outros custos devem ter sua cobrança autorizada pela ANEEL, sem,
todavia, integrarem a RAG homologada pela Agência. São eles: as contribuições ao sistema PIS/Cofins e a
CFURH que são consideradas na liquidação das usinas cotistas conforme regras de comercialização.
III.1. Procedimentos de Cálculo da RAG
50. Abaixo são descritos os procedimentos de cálculo para cada um dos itens considerados na
composição da RAG. Os valores desses itens são apresentados por usina na Tabela 1.
III.1.1 GAG e RBO
51. O Submódulo 12.1 do PRORET definiu que o componente GAG é formado pelas parcelas de
GAG O&M, GAG Melhorias e CAIMI no caso das usinas com concessões prorrogadas, na condição de
prestação temporária e usina Três Irmãos (concessão licitada em 2014). Para as usinas com concessões
licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017 há uma única parcela de GAG cujo valor engloba a cobertura
das três parcelas de GAG destacadas anteriormente, conforme definido nas regras dos leilões.
52. A Lei nº 12.783/2013, com redação alterada pela Lei nº 13.203/2015, denominou o
pagamento pela outorga de concessão de geração de bonificação pela outorga para fins de licitação e
estabeleceu que a receita dos geradores deverá considerar, quando couber, a parcela de retorno da
bonificação pela outorga:
Art. 8o As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas,
nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos.
(...)
7o no
§ O pagamento pela outorga da concessão a que se refere o inciso II do caput do art. 15 da Lei 8.987,
de 13 de fevereiro de 1995, será denominado, para fins da licitação de que trata o caput, bonificação pela
outorga.
Art. 15. (...)
(...)

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
§ 10. A tarifa ou receita de que trata o caput deverá considerar, quando couber, a parcela de retorno da
bonificação pela outorga de que trata o § 7o do art. 8o, observada, para concessões de geração, a
proporcionalidade da garantia física destinada ao ACR.
53. Com isso, foram estabelecidas as parcelas de RBO na composição da RAG das usinas
hidrelétricas com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017.
III.1.1.1 GAG e RBO para as usinas hidrelétricas com concessões licitadas no Leilão nº 12/2015
54. O primeiro processo de reajuste da RAG das usinas do Leilão nº 12/2015 ocorreu em 2016.
Considerando que a regra de reajuste prevista nos contratos para os três primeiros anos já foi aplicada,
neste processo adota-se a regra de correção monetária pelo IPCA acumulado nos últimos 12 meses.
55. De acordo com a Nota Técnica nº 159/2018-SGT/ANEEL, essas usinas tiveram as parcelas
de GAG e RBO reduzidas para 70% a partir de 1º de janeiro de 2017, conforme previsão contratual. Como
os valores homologados para o ciclo 2021/2022 já contemplam essa redução e são a base de cálculo do
presente processo, não há necessidade de aplicar a redução de 30% neste processo.
III.1.1.2 GAG e RBO para as usinas hidrelétricas com concessões licitadas no Leilão nº 01/2017
56. O primeiro processo de reajuste da RAG das usinas do Leilão nº 01/2017 ocorreu em 2018.
Considerando que a regra de reajuste prevista nos contratos para os três primeiros anos já foi aplicada,
neste processo adota-se a regra de correção monetária pelo IPCA acumulado nos últimos 12 meses.
57. De acordo com a Nota Técnica nº 159/2018-SGT/ANEEL, do processo de reajuste da RAG
de 2018, essas usinas tiveram as parcelas de GAG e RBO reduzidas para 70% a partir do encerramento dos
períodos de operação assistida, conforme previsão contratual. Como os valores homologados para o ciclo
2021/2022 já contemplam essa redução e são a base de cálculo do presente processo, não há necessidade
de aplicar a redução de 30% neste processo.
III.1.1.3 GAGO&M para as usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas, para a usina Três Irmãos e
para as usinas na condição de prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica
58. Os Termos Aditivos, os Contratos de Concessão e a Portaria nº 117/2013 do MME
estabelecem que a parcela de GAGO&M seja reajustada pelo IPCA.
59. A metodologia de revisão de GAGO&M foi discutida na AP nº 16/2017 e homologada pela
REN nº 818/2018, momento em que foi aprovado o Submódulo 12.1 do PRORET. Atualmente está vigente
a versão 2.1 C desse submódulo, aprovada pela REN nº 1.003/2022.
60. Conforme previsto no Parágrafo 25 do Submódulo 12.1 do PRORET foram estabelecidas
trajetórias de custos operacionais até o ciclo 2022/2023 para as usinas hidrelétricas com concessões
prorrogadas que tiveram revisão em 2018, para a usina na condição de prestação temporária São
Domingos e para a usina Três Irmãos:

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
25. Para aquelas usinas que passarem por trajetória de custos operacionais, o GAGO&M será composto de
fração dos custos operacionais regulatórios revisados relativos à equação (3), e proporção dos custos
operacionais regulatórios vigentes no reajuste da RAG de 2017. A fração dos custos operacionais regulatórios
revisados será elevada anualmente, em 20%, a partir de 2018, e a proporção dos custos operacionais
regulatórios vigentes no reajuste da RAG de 2017 será reduzida anualmente, em 20%, a partir de 2018, até
que, em 2023, o GAGO&M seja composto apenas por custos operacionais regulatórios revisados relativos à
equação (3).
61. Com isso, os valores de GAGO&M para o ciclo 2022/2023, de aproximadamente
R$ 917 milhões a preços de julho/2017, foram estabelecidos na AP nº 16/2017. A esse valor foi acrescido
o valor da usina Pery10, a preços de julho/2017, de aproximadamente R$ 3,8 milhões. Esses valores foram
atualizados pelo IPCA e incorporados neste processo a preço de julho/2022.
62. Ressalta-se que o valor definido nessa AP para a usina hidrelétrica Canastra sofreu
alteração no ciclo 2021/2022, pois a usina alterou a modalidade de despacho para centralizado pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS) a partir de março/2021 conforme informado no Memorando
nº 26/2021-SRG/ANEEL. Com essa alteração a parcela de GAGO&M foi recalculada com base na
metodologia prevista no Submódulo 12.1 do PRORET para definição da cobertura econômica da usina
Canastra no processo da RAG de 2021.
63. Por meio da Portaria nº 218, de 15/05/2020, o MME atribuiu a prestação temporária do
serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Jaguari à Cesp, com início em 21/05/2020,
com vistas a garantir a continuidade do serviço até a assunção de novo concessionário. Por meio da
Portaria nº 409, de 13/11/2020, o MME atribuiu a prestação temporária do serviço de geração de energia
elétrica dessa usina à Furnas Centrais Elétricas S.A. a partir de 1º de janeiro de 2021.
64. Por meio da Portaria nº 647, de 05/11/2022, o MME atribuiu a prestação temporária do
serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Paraibuna à Companhia Energética de São
Paulo-CESP a partir de 04 de junho de 2022.
65. Como são aplicados os comandos do Submódulo 12.1 e 12.2 do PRORET nos reajustes ou
revisões da RAG de usinas na condição de prestação temporária dos serviços de geração de energia
elétrica, os valores de GAG das portarias de designação dessas usinas foram desagregados em GAGO&M,
GAG Melhorias e CAIMI para que cada parcela observe os comandos próprios de reajuste.
66. A Portaria nº 117/2013 do MME, que trata das condições para a prestação temporária dos
serviços de geração de energia elétrica, estabelece no § 3 do Art 6º do seu Anexo que deve ser respeitado
o prazo de 12 meses para reajustar as parcelas de GAG. Dessa forma, neste primeiro reajuste as parcelas
de GAG da usina Paraibuna não serão reajustadas.
67. Como já destacado, a portaria de designação da usina hidrelétrica Paranoá foi revogada em
virtude da prorrogação do Contrato de Concessão nº 01/2016-ANEEL, que formalizou a prorrogação a
partir de 30 de abril de 2020. Não identificado necessidade de ajustes nas coberturas concedidas na
10 As parcelas de GAGO&M, de GAG Melhorias e de CAIMI da usina Pery não foram calculadas na AP nº 16/2017, mas no processo
48500.002425/2018-86 que fixou os valores de RAG para o ciclo 2018/2019, sendo que a parcela de GAG Melhorias foi revista
na CP nº 21/2021.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
vigência da Portaria nº 190/2020 em relação ao estabelecido no 1º Termo Aditivo ao Contrato de
Concessão nº 01/2016-ANEEL para a parcela de GAGO&M. Assim, o procedimento de reajuste para o ciclo
2022/2023 não sofreu alteração.
III.1.2 GAG Melhorias para as usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas, para a usina Três Irmãos
e para as usinas na condição de prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica
68. O § 6º do art. 1º da Lei nº 12.783/2013 estabelece que "caberá à Aneel disciplinar a
realização de investimentos que serão considerados nas tarifas, com vistas a manter a qualidade e
continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas, conforme regulamento do poder
concedente".
69. Com a aprovação da metodologia de GAG Melhorias pela REN nº 818/2018,
o procedimento de reconhecimento de investimentos foi aprimorado com a definição dessa parcela
regulatória destinada a cobrir os gastos com melhorias que as concessionárias devem executar nas
instalações de geração nos termos do Submódulo 12.1 do PRORET.
70. As parcelas de GAG Melhorias foram implantadas no processo da RAG que homologou os
valores para o ciclo 2018/2019 e até a próxima revisão, prevista para 2023, devem ser reajustadas
pelo IPCA.
71. Cabe destacar que em 2020 foi aprovada a revisão do WACC da geração com efeitos
retroativos à revisão da RAG de 2018. Como essa alteração afeta os cálculos dos valores de GAG melhorias,
de CAIMI e da parcela AjI, foi apurado um componente financeiro referente às diferenças apuradas entre
aos valores homologados nos processos de reajuste de 2018 e 2019 e aqueles que deveriam ter sido
considerados se a revisão do WACC já estivesse sido aprovada em 2018. Assim, no processo de reajuste
da RAG de 2020 foi definido a incorporação desse financeiro em três parcelas até o ciclo 2022/2023.
72. Dessa forma, para o novo ciclo 2022/2023, os valores de GAG Melhorias do ciclo 2021/2022
foram corrigidos pelo IPCA acumulado no período de julho/2021 a julho/2022 e incluído a terceira parcela
do componente financeiro decorrente da revisão do WACC da geração em 2020. Ressalta-se que os
valores da terceira parcela devidos para as usinas da CEEE-G foram antecipados no ciclo 2021/2022 e, por
isso, não considerados neste processo.
III.1.3 GAG Melhorias da Usina Pery e a parcela dos investimentos em bens reversíveis não depreciados,
não amortizados e não indenizados
73. Para o caso da usina hidrelétrica Pery, a Portaria nº 257/2017 do MME estabeleceu o
reconhecimento dos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não depreciados e
não indenizados no processo tarifário pela ANEEL. Por outro lado, o Parágrafo 34 do Submódulo 12.1 do
PRORET determina que o reconhecimento desses investimentos via tarifa implica no seu abatimento
da parcela de GAG Melhorias.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
74. A concessionária Celesc Geração S.A. apresentou pedido de reconsideração no processo de
reajuste RAG de 2018, contra a RAG homologada pela REH nº 2.421/2018, por discordar da forma de
aplicação do Submódulo 12.1 do PRORET para a usina Pery. A análise desse pleito foi concluída com a
Consulta Pública (CP) nº 21/2021.
75. Nessa CP foi proposto o tratamento da indenização dos investimentos em bens reversíveis
não amortizados, não depreciados e não indenizados e da parcela de GAG Melhorias da usina Pery, em
que consta no voto de encerramento dessa CP que:
52. Devido às especificidades técnicas da usina, com dois conjuntos de grupo geradores
marcadamente distintos, a opção considerada pela SRM na abertura da CP nº 21/2021 foi de, virtualmente,
considerar as casas de força da Usina Hidrelétrica Pery distintamente. Isso resultaria nos valores a indenizar
já apresentados na Tabela 1, nos termos da Portaria MME nº 257, de 2017, a serem acrescidos de R$ 19.
066.550,42 (dezenove milhões, sessenta e seis mil, quinhentos e cinquenta Reais) a considerar como
investimentos em melhorias (Inv_Melhorias), conforme consta da Tabela a seguir:
76. A casa de força de 4,4 MW de potência terá uma parcela referente à indenização e outra
referente à GAG Melhorias. A casa de força de 25,6 MW de potência terá apenas a parcela referente à
indenização, pois o submódulo 12.1 estabelece que a parcela referente à indenização seja abatida da
parcela de GAG Melhorias e esta última é inferior a primeira. Com isso, é concluído no voto que:
80. Na Tabela a seguir apresenta-se o resumo dos resultados relativos à parcela de indenização e
GAG Melhorias da Usina Pery, após a análise das contribuições recebidas no âmbito da CP nº 21/2021, em
comparação ao que a concessionária tem reconhecido em sua RAG atualmente, de forma transitória.
Tabela 4 - Comparação entre a proposta da CP nº 21/2021 e o que a concessionária recebe
atualmente.
Parcela Anual referente à Total (R$)
GAG Melhorias (R$) [2]
Indenização (R$) [1] [3] = [1] + [2]

Valores atuais 0,00 4.488.924,28 4.488.924,28
Valores propostos CP nº 21/2021 13.941.169,37 950.736,38 14.891.905,75
Data-base: índice de preços de jul/2017.
[ ]
84. Finalmente, os valores de anuidade referentes à indenização e ao GAG Melhorias calculados para
a Usina Pery deverão retroagir à data de 1º de julho de 2018 com os devidos ajustes financeiros a serem
realizados no processo tarifário subsequente à esta deliberação, conforme já mencionado.
77. O Despacho nº 2.018/2021 apresentou a conclusão dessa CP e a usina Pery passou a
receber uma parcela de GAG Melhorias e uma parcela anual referente aos investimentos em bens
reversíveis não amortizados, não depreciados e não indenizados a partir da RAG homologada pela REH nº
2.902/2021.
78. Com isso, para o novo ciclo 2022/2023, a parcela de GAG Melhorias e a parcela referente
aos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não depreciados e não indenizados do ciclo
2021/2022 foram corrigidos pelo IPCA acumulado no período de julho/2021 a julho/2022.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
79. Cabe ressaltar que o financeiro, decorrente dos ajustes apurados nos processos da RAG de
2018 e 2019 e 2020, foi considerado integralmente no ciclo 2021/2022.
III.1.4 CAIMI para as usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas, para a usina Três Irmãos e para
as usinas na condição de prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica
80. Com a aprovação do Submódulo 12.1 do PRORET, pela REN nº 818/ 2018, foi estabelecida
a parcela regulatória denominada de Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) para
remuneração dos investimentos de curto período de recuperação como software e veículos com o limite
mínimo de R$ 42.000,00.
81. As parcelas de CAIMI foram implantadas no processo da RAG que homologou os valores
para o ciclo 2018/2019 e até a próxima revisão, prevista para 2023, devem ser reajustadas pelo IPCA.
82. Como destacado na seção sobre GAG Melhorias, foi apurado um componente financeiro
referente às diferenças apuradas entre aos valores homologados nos processos de reajuste de 2018 e
2019 e aqueles que deveriam ter sido considerados se a revisão do WACC já estivesse sido aprovada em
2018. Assim, no processo de reajuste da RAG de 2020 foi definido a incorporação desse financeiro em três
parcelas até o ciclo 2022/2023.
83. Dessa forma, para o novo ciclo 2022/2023, os valores de CAIMI do ciclo 2021/2022 foram
corrigidos pelo IPCA acumulado no período de julho/2021 a julho/2022 e incluído a terceira parcela do
componente financeiro decorrente da revisão do WACC da geração de 2020. Ressalta-se que os valores
da terceira parcela devidos para as usinas da CEEE-G foram antecipados no ciclo 2021/2022 e, por isso,
não considerados neste processo.
84. Por fim, foi observado o limite mínimo de R$ 42.000,00 para as usinas cujo resultado da
correção monetária da parcela de CAIMI manteve-se abaixo desse valor.
III.1.5 Encargos de Uso
85. Os encargos de uso foram diferenciados conforme o sistema acessado, distribuição ou
transmissão. Para cada usina hidrelétrica foi considerado o montante de uso do sistema de transmissão
ou distribuição (MUST ou MUSD) contratado multiplicado pela tarifa de uso correspondente (TUST ou
TUSD) homologada pela ANEEL.
86. Os MUSD foram obtidos dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD)
correspondentes ou do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica (SAMP). Salienta-se que, conforme consta no Submódulo 3.1 do PRORET, as distribuidoras têm
a obrigação de preencher o SAMP com os montantes de uso contratados vigentes.
87. Os MUST foram considerados conforme constam dos Contratos de Uso do Sistema de
Transmissão (CUST) disponibilizados no Sistema de Administração de Contratos de Transmissão (SACT)
do ONS.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
88. Para as usinas hidrelétricas com uso do sistema de distribuição foram utilizadas as tarifas
de aplicação vigentes da data do reajuste tarifário, conforme valores estabelecidos nas Resoluções
Homologatórias dos processos de reajuste ou revisão tarifária das concessionárias de distribuição,
considerando o respectivo nível de tensão do gerador na distribuidora acessada. Para as usinas que
acessam a Rede Básica e as distribuidoras Coelba, CPFL Santa Cruz e Light adotou-se as tarifas a serem
homologadas na 25º RPO de 2022.
89. Para as usinas hidrelétricas licitadas no Leilão nº 12/2015 e Leilão nº 01/2017, a cobertura
de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição foi reduzida para 70%, conforme previsão contratual.
90. Por meio do Despacho nº 1.898/2021, a diretoria da ANEEL decidiu dar provimento ao
pedido de reconsideração da UHE São Simão Energia S.A. e determinou que fosse reconhecido um
financeiro relativo ao CUSD assinado com a distribuidora Cemig Distribuição S.A. e que este financeiro
fosse retroativo a vigência definida no CUSD, reconhecido em duas parcelas e pago nos processos
subsequentes da RAG.
91. Sendo assim, no ciclo 2021-2022 foi implantado esse reajuste no cálculo da RAG. Devido à
necessidade de aprofundar a análise sobre o ressarcimento foi apurado apenas o financeiro da demanda
contratada com base nas tarifas de aplicação das Resoluções Homologatórias da Cemig Distribuição S.A.,
que vigoraram no período de análise. Foi considerado na primeira parcela a metade do valor apurado. No
presente cálculo, após concluída a análise dos documentos apresentados, foi apurado o valor a ser
ressarcido a UHE São Simão abatido das coberturas econômicas e financeiras incorporadas nos ciclos
2020/2021 e 2021/2022.
92. Importante ressaltar que a cobertura dos EUSD definidos na RAG não incluem os impostos
conforme previstos na Cláusula Sexta dos contratos de concessão. Por isso, o financeiro apurado,
referente à usina de São Simão, não inclui os impostos.
93. Por fim, destaca-se que a RAG homologada para os ciclos 2020/2021 e 2021/2022 definiu
a cobertura do Encargo de Uso do Sistema de Distribuição para as usinas Paranoá e Jaguari. Entretanto
verificou-se que as Resoluções homologatórias nº 2.625/2019, nº 2.879/2020, nº 2.629/2019 e nº
2.790/2020, que homologam as TUSD das distribuidoras CEB e EDP SP, não estão concatenadas com o
ciclo da RAG que vai de 1º de julho a 30 de junho do ano seguinte. Esse descompasso deu origem a um
financeiro, por usina, para ajustar as coberturas do EUSD e que serão incorporados no ciclo 2022/2023.
III.1.6 Encargo de Conexão
94. No caso de acesso por meio de instalações de conexão sob responsabilidade de
concessionárias de transmissão foram considerados os dados constantes dos Contratos de Conexão ao
Sistema de Transmissão (CCT), as instalações de conexão de uso exclusivo dos geradores e suas parcelas
de Receita Anual Permitida (RAP) correspondentes, conforme valores a serem homologados na 25º RPO
de 2022. Além disso, também foram consideradas as Parcelas de Ajuste a serem aplicadas no ciclo
2022/2023.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
95. Para as usinas hidrelétricas licitadas no Leilão nº 12/2015 e Leilão nº 01/2017, as coberturas
dos encargos de conexão foram reduzidas para 70% conforme previsão contratual.
96. A usina hidrelétrica Herval possui custo de conexão associado ao sistema de distribuição, o
qual foi definido com base no contrato de conexão ao sistema de distribuição AES SUL CCD/GATM42/2012, atualizado pelo IGP-M, conforme procedimento adotado nos processos tarifários anteriores.
III.1.7 CUSD celebrado entre a EMAE e a Eletropaulo
97. Por meio do 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 02/2004-ANEEL foi prorrogada
a concessão da usina hidrelétrica Henry Borden sob o regime de cotas. Como contrapartida pela
disponibilização da garantia física nesse regime, a concessionária EMAE recebe a RAG definida pela ANEEL
que, segundo o contrato, é composta, entre outras parcelas, pelos "encargos de conexão e uso dos
sistemas de transmissão ou de distribuição de responsabilidade da Concessionária, (...)".
98. Na 19º RPO da Diretoria de 2018, de 05/06/2018, a Diretoria Colegiada da ANEEL
determinou a celebração de CUSD, na condição de carga, entre a EMAE e a Eletropaulo (atual ENEL SP)
referente às usinas elevatórias de Pedreira e Traição, conforme destacado no Parágrafo 26 do Voto do
Diretor Relator:
26. Quanto à correta alocação do custo referente ao uso e à conexão à rede das usinas de Pedreira e Traição,
diga-se que, como as usinas elevatórias são parte integrante da UHE Henry Borden, trata-se de custo
associado à central geradora, que deve ser arcado por sua titular, no caso a EMAE. Como a UHE Henry Borden
é participante do regime de cotas, esse custo deverá ser incorporado à RAG da central e, consequentemente,
alocado entre os consumidores das distribuidoras cotistas – e não somente entre os consumidores da AES
Eletropaulo, como ocorre atualmente em decorrência da ausência do elemento contratual entre a EMAE e a
distribuidora.
99. Dessa decisão foi exarado o Despacho nº 1.218/2018.
100. Assim, considerou-se no cálculo da cobertura econômica para o ciclo 2022/2023 os
montantes de demanda de potência contratos, no horário ponta e fora ponta, multiplicados pelas
respectivas tarifas, modalidade azul do subgrupo A2, definidas na REH nº 3.053/2022, do processo
tarifário da concessionária de distribuição ENEL SP, para o período de julho/2021 a junho/2022.
101. Foi considerado também uma parcela de ajuste, a preços de julho/2022, entre as
coberturas estabelecidas na RAG do ciclo 2020/2021 e os valores efetivamente pagos, com base nas
faturas apresentadas pela EMAE para o período de junho/2021 a maio/2022, referente às usinas
elevatórias Pedreira e Traição, integrantes do complexo Henry Borden.
III.1.8 Parcela de Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado - AjI
102. O padrão de qualidade dos serviços de geração de energia elétrica, prestado por
concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013, é aferido por indicadores de
indisponibilidade, sendo que a forma de mensuração é diferenciada entre usinas despachadas

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
centralizadamente e não despachadas pelo ONS, conforme procedimentos estabelecidos na REN nº
541/2013.
103. A cada processo de estabelecimento da receita dos geradores em regime de cotas, a norma
em vigor prevê o acréscimo de uma Parcela Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho
Apurado (AjI) à RAG de cada usina como forma de verificar o atendimento ao padrão de qualidade exigido,
observado o prazo de carência para aplicação dessa parcela estabelecido pelo Art. 9 da REN nº 541/2013.
104. Nesta apuração foram consideradas as usinas com concessões prorrogadas (exceto
Paranoá), a usina Três Irmãos (concessão licitada em 2014), a usina na condição de prestação temporária
São Domingos e as usinas com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017.
105. O método de cálculo da parcela AjI constante na REN nº 541/2013, com alterações
promovidas pelas REN nº 818/2018 e nº 913/2021, estabelece que os parâmetros para aferição do padrão
de qualidade devem ser aplicados sobre a parcela de GAG cuja definição é dada pelo parágrafo 10 do
Submódulo 12.1 do PRORET para as usinas com concessões prorrogadas, Usina Três Irmãos e na condição
de prestação temporária:
10. O Custo da Gestão dos Ativos de Geração - GAG comporta os custos regulatórios de operação,
manutenção, administração, remuneração e amortização, estando incluídos, dentre outros, os custos
socioambientais e relativos a demandas da Administração, sendo compreendido pelo cálculo definido,
conforme fórmula a seguir:
𝐺𝐴𝐺𝑡 = 𝐺𝐴𝐺𝑂&𝑀𝑡 + 𝐺𝐴𝐺𝑀𝑒𝑙ℎ𝑡 + 𝐺𝐴𝐺𝐴𝑚𝑝𝑙𝑡 + 𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼𝑡 (2)
onde:
GAGt: Custo da Gestão dos Ativos de Geração (R$/ano);]
𝐺𝐴𝐺𝑂&𝑀𝑡 : Custos Operacionais Regulatórios;
𝐺𝐴𝐺𝑀𝑒𝑙ℎ𝑡 : Custos de Capital por Investimentos em Melhorias;
𝐺𝐴𝐺𝐴𝑚𝑝𝑙𝑡 : Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas
hidrelétricas, estabelecido conforme Submódulo 12.4 do PRORET; e
𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼𝑡 : Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis"
106. No caso das usinas com concessões licitadas a partir de 2015 há apenas uma única parcela
GAG cujo valores foram definidos nos respectivos processos licitatórios e são reajustados conforme
previsão contratual11.
107. Para as usinas com despacho não centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica
75/2022-SRG/ANEEL12
nº os limites inferiores e os indicadores de desempenho para apuração da parcela
AjI, totalizando a análise para 43 usinas. O AjI está limitado a 10% do valor do GAG, conforme parágrafo
11 A parcela de GAG das usinas com concessões licitadas a partir de 2015 contempla as coberturas para os custos operacionais,
para os investimentos em melhorias e para a remuneração dos investimentos de curto período de recuperação.
12 SIC nº 48550.000635/2022-00.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
único do art. 6º da REN nº 541/2013. Para fins de apuração da parcela AjI, a usina Canastra é considerada
no grupo das usinas não despachadas neste processo. A análise dessa nota técnica é destacada a seguir:
As usinas hidrelétricas Pedra, Macaco Branco, Neblina, Sinceridade, Rio do Peixe (Casa de Força I e II), Cedros
(Rio dos Cedros), Funil, Herval, Marmelos, Martins, Capigui, Santa Rosa, Cachoeira do Lavrinha (Antiga São
Patrício), Gafanhoto, Salto (Salto Weissbach), Ervália, Paciência, Tronqueiras, Piau, Peti, Coronel Domiciano,
Joasal, Cajuru, Palmeiras, Canastra, Pedro Affonso Junqueira (Antiga Antas I), Bracinho, Dona Rita,
Paranapanema, Passo do Inferno, Mourão I, São Domingos, Garcia e Ernestina se enquadram no inciso I do
art. 6º da REN 541;
As usinas hidrelétricas Rochedo, Ijuizinho, Forquilha, Bugres, Porto Góes e Passo de Ajuricaba se enquadram
no inciso II do art. 6º da REN 541;
As usinas hidrelétricas Rasgão e Guarita se enquadram no inciso III do art. 6º da REN 541.
108. O limite inferior e o indicador de desempenho da usina Pery foi informado por meio da
Nota Técnica nº 84/2022-SRG/ANEEL.
109. Para as usinas com despacho centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica
nº 74/2022-SRG/ANEEL o fator que multiplicará a parcela de GAG para mensuração da parcela AjI.
110. Para essas usinas com despacho centralizado pelo ONS, a REN nº 541/2013 ressalta nos §
1º e § 2º do Art. 3º que:
§ 1º A variação a menor do AjI estará limitada a 10% (dez por cento) do valor de GAG vigente para o reajuste
ou revisão da receita no quarto e quinto ano de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo
contrato de concessão para os casos em que as concessões não foram prorrogadas.
§ 2º A partir do 6º ano de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão
para os casos em que as concessões não foram prorrogadas, não haverá limite para variação do AjI.
111. Constata-se que as usinas Itaparica e Xingó tiveram variação positiva superior a 10% e que
os termos aditivos, que prorrogaram os contratos de concessão, entraram em vigor em janeiro/2013. Ou
seja, não se aplica limite para variação do AjI para essas usinas.
112. A usina Jaguara tem apuração da parcela AjI pela primeira vez e apresentou variação
negativa superior a 10%. Neste caso se aplica o limite de 10% para a parcela AjI conforme § 1º do Art. 3º
da REN nº 541/2013.
113. Como destacado na seção sobre GAG Melhorias, foi apurado um componente financeiro
referente às diferenças apuradas entre aos valores homologados nos processos de reajuste de 2018 e
2019 e aqueles que deveriam ter sido considerados se a revisão do WACC já estivesse sido aprovada em
2018. Assim, no processo de reajuste da RAG de 2020 foi definido a incorporação desse financeiro em três
parcelas até o ciclo 2022/2023. Esse ajuste é composto também pela parcela AjI, sendo os valores da
terceira parcela devidos para as usinas da CEEE-G foram antecipados no ciclo 2021/2022 e, por isso, não
considerados neste processo.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
III.1.9 Encargos Setoriais TFSEE e P&D
114. Para a apuração do valor da TFSEE das concessionárias de geração foi considerada a
metodologia estabelecida no Submódulo 5.5 do PRORET, aprovado pela REN nº 723, de 31/05/2016
conforme fórmula a seguir. Atualmente encontra-se em vigor a versão 1.1C aprovada pela REN nº
1.003/2022.
TF g = 0,4% x (Pa g – dec – dat)
Onde:
TF g = valor anual da TFSEE dos concessionários de serviço público de geração de energia elétrica, expresso
em R$;
Pa g = receita anual com a venda da energia elétrica gerada, expresso em R$
dec = valor anual da despesa com energia elétrica comprada para revenda alocada ao fluxo comercial da
geração, expresso em R$ e
dat = valor anual da despesa de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, expresso em R$.
115. Com isso, a base de cálculo da TFSEE do ciclo 2022/2023 é a RAG líquida de custos com
transporte e com encargo setorial P&D.
116. Conforme estabelecido nesse Submódulo, essa metodologia aplica-se para as usinas
cotistas que são enquadradas como serviço público. Entretanto, para as usinas com regime de exploração
de PIE a TFSEE é obtida a partir do BETU e da potência instalada conforme fórmula resumida a seguir:
TFSEE= 0,4% x (BETU X P)
Onde:
BETU: Benefício Econômico Típico Unitário – Publicado anualmente, sendo que o valor estabelecido para o
exercício de 2022 é R$ 854,14/kW, conforme teor do Despacho nº 60/2022; e
P: potência nominal instalada em operação comercial, até 31 de dezembro do ano anterior, pro rata die,
expresso em kW.
117. Em 17/06/2022 as usinas da Chesf, da Eletronorte e de Furnas, até então com contratos
prorrogados sob o regime de cotas, celebraram novos contratos na condição de PIE em função do
processo de capitalização da Eletrobras.
118. Dessa forma, aplicou-se a regra estabelecida no Submódulo 5.5 do PRORET, sendo a TFSEE
dessas usinas apurada, a partir de 17/06/2022, com base na metodologia prevista para a condição de PIE.
119. Ressalta-se que esse entendimento não se aplica à usina de Jaguari que teve Furnas
designada para operar a usina sob o regime de cotas (serviço público) conforme estabelecido na Portaria
nº 218/2020.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
120. A REN nº 830, de 23/10/2018, aprovou a versão 1.1 do Submódulo 5.6 do PRORET, Pesquisa
e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE), e estabeleceu na Tabela 1, do parágrafo 8º, que
sobre a geração aplica-se o percentual mínimo de 1% sobre a receita operacional líquida (ROL) a título de
P&D. Além disso, o parágrafo 6º estabelece que é permitido o abatimento no cálculo da Receita
Operacional Líquida da TFSEE. Atualmente encontra-se em vigor a versão 1.3C aprovada pela REN nº
1.003/2022.
121. Com isso, no cálculo da cobertura concedida para encargo setorial P&D do ciclo 2022/2023,
considerou-se os valores de RAG antes dos Encargos Setoriais e uma alíquota de 1%.
III.1.10 Ajustes decorrentes da Lei nº 13.182/2015
122. A Lei nº 13.182, de 03/11/2015, promoveu mudanças na Lei nº 11.943/2009, o que
acarretou alteração na alocação de cotas de garantia física de energia e de potência das usinas
hidrelétricas da Chesf para distribuidoras do Sistema Interligado Nacional (SIN), bem como nos processos
da RAG.
123. Em seu art. 5º, a citada lei prevê a alteração da Lei nº 11.943, de 2009, que passa a vigorar
com a seguinte redação:
Art. 22. Os contratos de fornecimento de energia elétrica celebrados entre concessionárias geradoras de
serviço público, inclusive aquelas sob controle federal, com consumidores finais, vigentes à data de publicação
desta Lei e que tenham atendido o disposto no art. 3º da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, serão
aditados a partir de 1º de julho de 2015, desde que atendidas as condições estabelecidas neste artigo,
mantidas as demais condições contratuais.
§ 1º Os contratos de que trata o caput terão seu término em 8 de fevereiro de 2037.
§ 2º As reservas de potência a serem contratadas de 1º de julho de 2015 a 8 de fevereiro de 2032
corresponderão a montante de energia igual à soma das parcelas a seguir:
I - totalidade da parcela da garantia física vinculada ao atendimento dos contratos de fornecimento
alcançados pelo caput, a qual não foi destinada à alocação de cotas de garantia física de energia e de
potência, nos termos do art. 1º, § 10, § 11 e § 12, da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; e
II - parcela vinculada a noventa por cento da garantia física da Usina Hidrelétrica Sobradinho, no centro de
gravidade do submercado da usina, deduzidas as perdas elétricas e o consumo interno.
(...)."
124. Atualmente é destinado aos consumidores não cotistas cerca de 2,209% da garantia física
das usinas da Chesf, nos termos da Lei nº 13.182/2015, o que representa o montante de 115,274 MWm
de garantia física não alocado no regime de cotas. Por isso, é aplicado uma redução de 2,209% na RAG
das usinas da Chesf.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
125. Com a alteração dos montantes de garantia física das usinas da Chesf a partir de
janeiro/2023, a SRM informou que o montante não alocado no regime de cotas passará de 115,274 MWm
para 94,067 MWm a partir dessa data, o que mantém a redução de 2,209% na RAG das usinas da Chesf.
126. Ressalta-se que o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato nº 06/2004 prorrogou a concessão
da usina Sobradinho a partir de 10/02/2022 e o Quarto Termo Aditivo ao Contrato nº 04/2004 prorrogou
a concessão da usina Itumbiara a partir de 27/02/2020. Nesses contratos foram previstos que apenas as
parcelas de garantia física não contratadas com consumidores não cotistas que receberiam RAG nos
termos da Lei nº 13.182/2015. As concessionárias Chesf e Furnas informaram que os montantes de
garantia física dessas usinas se encontram contratados nos termos da Lei nº 13.182/2015 de forma que
não haveria direito ao recebimento de RAG.
127. Com a celebração dos Contrato de Concessão nº 01/2022-ANEEL-Chesf e Contrato de
Concessão nº 03/2022-ANEEL-Furnas em 17/06/2022 na condição de PIE, tem-se que observar os incisos
I e II do § 13. do Art. 2º da Resolução nº 15/2015 do CNPE para essas duas usinas em caso de
descontratação nos termos da Lei nº 13.182/2015.
128. Dessa forma, não cabe estabelecimento de RAG para as usinas Sobradinho e Itumbiara
neste processo.
III.1.11 Análise de recursos e pleitos
129. Os pedidos de reconsideração em fase da REH nº 2.902/2021 ainda não foram julgados e
eventuais ajustes serão aplicados a partir do ciclo 2023/2024 de acordo com decisão a ser exarada.
130. Na carta C/DIR/CSP G&T nº 008/2022/DE/DMEE, a concessionária Companhia São Patrício
de Geração e Transmissão informou que realizou investimentos em melhoria. Esclarecemos que a RAG da
usina Cachoeira do Lavrinha já contempla uma parcela de GAG Melhorias e que é um valor regulatório
recebido pelo gerador para fazer jus aos investimentos em melhorias. Assim, não há nenhuma parcela
adicional a ser considerada na RAG dessa usina.
III.1.12 Descotização
131. Com o início do processo de descotização das usinas da Eletrobras a partir de janeiro/2023,
os valores de RAG dessas usinas para o período de julho a dezembro de 2022 são integrais. Para os valores
janeiro a junho de 2023 aplicou o redutor de 20% conforme determinado no § 10 do Art. 2º da Resolução
Nº 15/2021 do CNPE. Ressalta-se que não se aplica essa redução sobre os componentes financeiros
considerados neste processo por tratar de ajustes na RAG de ciclos passados.
132. Procedimento semelhante adotado na definição do MWh usado no cálculo da tarifa. Cabe
ressaltar que os montantes de garantia física a vigorar a partir de janeiro/2023 são menores do que os
valores atuais e, por isso, acentuam o efeito na tarifa ao aplicar a redução de 20%. Como já destacado, a
alteração de garantia física não impacta a aplicação da metodologia das parcelas de GAG definidas no
processo de revisão de 2018 e que são referência para os reajustes aplicados desde então.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
133. Com a migração prevista das usinas cotistas da CEEE-G para PIE, nos termos da Portaria nº
559/GM/MME, de 2021, não foi definido RAG para o período de janeiro a junho/2023 conforme já
destacado nesta nota técnica.
III.2. Tarifa
134. A tarifa associada ao regime de cotas é apurada com base no Submódulo 3.2 do Proret e
consiste na soma da expectativa da CFURH e do valor total da RAG, dividido pelo montante de garantia
física, em MWh, contratada em cotas. No montante contratado, em MWh, é considerado o lastro de 90%,
conforme definido no Decreto nº 9.143/2017. Por fim, é aplicado o PIS/Cofins. Com isso, define-se o preço
de cobertura para compra de energia nos processos tarifários das distribuidoras beneficiárias de energia
oriunda do regime de cotas.
135. Ressalta-se que o montante em MWh adotado no cálculo da tarifa observa a parcela de
garantia física alocada no regime de cotas por cada usina.
136. Conforme os contratos de concessão, os montantes de garantia física das usinas
hidrelétricas com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017 foram reduzidos em 30%. Para
as usinas hidrelétricas com contratos de concessão prorrogados, na condição de prestação temporária
dos serviços de geração de energia elétrica e para a usina hidrelétrica Três Irmãos (contrato de concessão
licitado mediante Leilão nº 02/2014), são considerados 100% da alocação da garantia física no regime de
cotas.
137. No caso específico das usinas hidrelétricas da concessionária Chesf, a Lei nº 13.182/2015
alterou o artigo 22 da Lei nº 11.943/2009 de forma a garantir a destinação de garantia física para os
contratos de fornecimento de energia elétrica com consumidores finais da Chesf. O montante que atende
esses consumidores é abatido da garantia física das usinas hidrelétricas Boa Esperança, Complexo Paulo
Afonso, Funil-BA, Itaparica (Luiz Gonzaga), Pedra e Xingó na proporção da participação de cada usina na
garantia física total das usinas hidrelétricas da concessionária da Chesf alocadas no regime de cotas.
138. Com a migração das usinas da CEEE-G para o regime de PIE a partir de janeiro/2023 e o
início do processo de descotização das usinas da Eletrobras com redução de 20% ano em janeiro/2023, a
tarifa é impactada tanto pela redução da RAG quanto pelo montante, em MWh, que deixará de ser
alocado no regime de cotas.
III.3. Resultados
139. Na Tabela 1 são demonstrados os valores que compõem a RAG por usina hidrelétrica,
considerando a cobertura tarifária para o período entre 1º julho de 2022 e 30 de junho de 2023.

da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Tabela 1: Resultado da RAG por Usina Hidrelétrica para o ciclo 2022/2023
Parcela invest.
em bens RAG para o novo
GAG das usinas PA antes

Usina GAG O&M licitadas a partir reversíveis não RBO (R$) GAG melhorias CAIMI (R$) Uso - D (R$) Uso - T (R$) Conexão - Conexão-T AjI (R$) Encargos TFSEE (R$) P&D (R$) ciclo 2022/2023,
(R$) amortizados, (R$) D (R$) (R$) a preços de
de 2015 (R$) setoriais (R$)
não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

| Três Irmãos | 66.400.851,38 | - | - | - 82.271.122,49 10.523.826,27 | - 97.572.031,20 | - 3.659.209,18 8.816.893,83 | 3.477.275,80 | 682.242,99 2.754.759,70 276.158.212,83 |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cajurú | - | 3.167.299,98 | - | 2.852.416,21 | - | - | 567.118,44 | - | - | - (316.730,00) | - | 22.811,94 | 63.334,39 | 6.356.250,97 |
| Camargos | - 13.469.230,37 | - | 17.480.665,03 | - | - | 988.484,45 | - | - | - | 686.930,75 | - | 126.547,30 329.548,59 | 33.081.406,49 |  |
| Gafanhoto | - | 5.667.907,94 | - | 6.268.956,44 | - | - 1.102.686,48 | - | - | - (566.790,79) | - | 45.480,29 125.987,48 | 12.644.227,84 |  |  |
| Garcia | - | 5.603.890,56 | - | 6.396.346,63 | - | - | 414.170,40 | - | - | - (168.116,72) | - | 47.328,48 123.699,91 | 12.417.319,26 |  |

Governador Pedro V.

| Parigot de Souza | - 47.141.620,22 | - | 87.084.813,73 | - | - | - 16.786.224,00 | - | 586.876,74 2.363.449,83 | (102.396,00) | 546.359,54 1.554.147,36 155.961.095,41 |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Itutinga | - 17.952.477,85 | - | 23.481.918,98 | - | - 1.119.445,82 | - | - | 477.241,86 | 238.178,37 | (570.558,93) | 166.690,30 431.300,04 | 43.296.694,29 |  |  |
| Joasal | - | 4.266.828,99 | - | 4.750.949,97 | - | - | 665.204,40 | - | - | - (426.682,90) | - | 34.364,38 | 93.497,98 | 9.384.162,84 |
| Marmelos | - | 2.553.943,32 | - | 2.578.559,64 | - | - | 313.551,00 | - | - | - (255.394,33) | - | 19.508,43 | 52.430,91 | 5.262.598,96 |

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

Martins - 2.828.825,57 - 2.231.879,78 - - 591.381,00 - - - (282.882,56) - 19.111,29 54.234,38 5.442.549,46
Mourão I - 4.831.697,66 - 5.018.009,37 - - 460.118,40 - - - (434.852,79) - 37.659,42 99.747,20 10.012.379,25
Paciência - 2.792.926,77 - 2.443.169,87 - - 319.107,60 - - - (279.292,68) - 19.827,22 53.292,04 5.349.030,81
(1.415.346,46

| Paranapanema | - 14.153.464,60 | - | 20.367.569,73 | - | - 1.096.284,00 | - | - | - | ) | - | 132.422,75 345.474,46 | 34.679.869,09 |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Peti | - | 4.740.693,17 | - | 5.521.235,69 | - | - | 742.203,00 | - | - | - (474.069,32) | - | 39.151,44 106.364,27 | 10.675.578,25 |  |  |
| Piau | - | 8.058.768,12 | - | 11.249.658,75 | - | - 1.427.252,40 | - | - | - (805.876,81) | - | 74.010,20 201.311,14 | 20.205.123,80 |  |  |  |
| Rochedo | - | 2.219.212,68 | - | 2.915.341,63 | - | - | 171.360,00 | - | - | - | - | - | 20.538,22 | 53.595,09 | 5.380.047,62 |
| Salto Grande | - 28.910.843,47 | - | 55.231.844,81 | - | - 2.842.252,56 | - | - | - 1.533.320,37 | - | 342.704,03 894.123,85 | 89.755.089,09 |  |  |  |  |
| Três Marias | - 73.529.976,84 | - | 175.134.867,91 | - | - | - 25.871.977,82 | - 2.786.580,43 3.275.691,33 | (546.192,58) 1.007.762,14 2.828.817,19 283.889.481,08 |  |  |  |  |  |  |  |
| Tronqueiras | - | 3.667.831,85 | - | 3.470.901,28 | - | - | 669.967,20 | - | - | - (366.783,18) | - | 27.087,80 | 75.170,88 | 7.544.175,82 |  |

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

| Coronel Domiciano | - | 3.524.236,64 | - | 3.573.469,28 | - | - | 725.639,04 | - | - | - (352.423,66) | - | 26.981,13 | 75.463,85 | 7.573.366,28 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Dona Rita | - | 1.476.979,27 | - | 1.147.735,97 | - | - | 190.512,00 | - | - | - (147.697,93) | - | 9.908,07 | 26.944,74 | 2.704.382,12 |
| Eng° Souza Dias (Jupiá) | - 169.301.777,28 | - | 621.717.418,58 | - | - 11.022.530,40 110.355.750,96 | - | 47.801,05 2.561.496,90 | 36.858,37 3.174.322,77 9.242.864,99 927.460.821,29 |  |  |  |  |  |  |
| Ervália | - | 3.743.732,17 | - | 3.415.514,55 | - | - 1.231.264,44 | - | - | - (374.373,22) | - | 27.139,49 | 80.971,09 | 8.124.248,53 |  |

19.822.283,5

| Ilha Solteira | - 391.769.248,97 | - 1.259.394.123,29 | - | - | - 288.525.661,20 | - | 47.801,05 22.632.380,11 | 36.858,37 6.695.183,01 | 7 1.988.923.539,56 |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Neblina | - | 4.257.597,87 | - | 4.541.711,25 | - | - | 930.084,96 | - | - | - (425.759,79) | - | 33.494,20 | 93.976,10 | 9.431.104,59 |
| Sinceridade | - | 935.420,20 | - | 579.509,23 | - | - | 203.870,02 | - | - | - (93.542,02) | - | 5.685,55 | 16.416,74 | 1.647.359,72 |
| Bracinho | - | 6.340.090,48 | - | 9.236.955,29 | - | - | 389.340,00 | - | - | - (634.009,05) | - | 59.772,15 154.872,49 | 15.547.021,37 |  |
| Cedros (Rio dos Cedros) | - | 4.619.061,06 | - | 6.853.730,93 | - | - | 218.030,40 | - | - | - (461.906,11) | - | 44.043,54 113.423,40 | 11.386.383,22 |  |
| Palmeiras | - | 8.228.852,73 | - | 15.312.734,46 | - | - 1.135.478,40 | - | - | - (822.885,27) | - | 90.874,81 240.951,32 | 24.186.006,44 |  |  |
| Salto (Salto Weissbach) | - | 3.441.024,48 | - | 4.701.378,79 | - | - | 163.522,80 | - | - | - (344.102,45) | - | 31.193,20 | 80.422,46 | 8.073.439,28 |

(8.234.163,54

Jaguara - 82.341.635,39 - 217.118.796,54 - - - 39.546.433,92 - 1.242.779,26 ) (298.631,68) 1.164.905,07 3.350.675,25 336.232.430,22

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

Miranda - 66.603.947,52 - 132.848.541,39 - - 21.466.227,64 - - - 2.096.506,72 - 806.195,98 2.252.679,02 226.074.098,27
11.561.715,9

São Simão - 220.442.187,24 - 741.807.485,74 - - 749.280,37 180.246.478,31 - 2.034.097,87 629.480,29 (1.299.136,11) 3.851.516,61 0 1.160.023.106,22
Volta Grande - 78.121.398,08 - 157.900.917,43 - - - 37.512.384,00 - 239.109,77 1.320.790,07 (285.863,93) 949.372,42 2.775.845,81 278.533.953,66
Antas I (Pedro Affonso

| Junqueira) | 2.326.836,83 | - | - | - | 3.472.397,60 | 114.355,44 | 344.527,20 | - | - | - (413.951,29) | 84.683,70 | 22.337,29 | 59.887,37 | 6.011.074,13 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Boa Esperança | 25.194.161,50 | 23.287.350,49 2.720.197,57 | - 18.636.281,63 | - 2.052.051,51 4.285.723,90 | 286.931,25 | 749.931,81 772.350,48 | 77.984.980,14 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Bugres | 1.052.529,96 | - | - | - | 997.220,99 | 72.416,43 | 608.580,00 | - | - | - | - | - | 8.488,67 | 27.583,31 | 2.766.819,35 |
| Cachoeira do Lavrinha | 1.159.607,05 | - | - | - | 1.180.793,59 | 42.000,00 | 414.657,60 | - | - | - (238.240,06) | 35.359,89 | 8.718,08 | 26.203,82 | 2.629.099,97 |  |
| Canastra | 3.567.178,38 | - | - | - | 3.232.310,77 | 276.771,42 | 939.840,00 | - | - | 67.630,94 (707.626,06) | - | 25.474,54 | 74.506,12 | 7.476.086,10 |  |

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

Capigui 585.425,24 - - - 677.753,74 24.486,13 198.979,20 - - - (128.766,51) - 4.635,59 13.715,94 1.376.229,33
Coaracy Nunes 11.375.017,72 11.225.740,83 914.322,53 5.808.481,92 - - - 1.341.706,10 399.160,34 245.640,65 313.782,12 31.623.852,21
216.693.126,3 11.873.627,9

| Complexo Paulo Afonso | 1 | 441.828.782,09 49.057.565,34 | - 389.993.505,38 | - 9.131.677,56 65.889.287,72 | 2.895.225,73 13.561.566,97 | 8 1.200.924.365,07 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Corumbá I | 31.845.376,36 | 35.340.672,92 4.399.298,02 | - 36.146.833,20 | - | - 4.177.178,25 | 1.276.470,82 1.187.356,65 1.143.291,21 115.516.477,43 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Ernestina | 645.042,37 | - | - | - | 542.055,20 | 31.258,89 | 254.016,00 | - | - | - (12.183,56) | - | 4.824,69 | 14.749,38 | 1.479.762,97 |  |
| Estreito (L. C. Barreto) | 69.429.326,31 | 98.017.392,86 12.308.187,90 | - 96.357.859,20 | - 7.636.314,46 12.183.467,64 | 4.046.638,15 3.327.123,48 3.030.092,79 306.336.402,80 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Forquilha | 206.377,81 | - | - | - | 172.075,69 | 21.000,00 | 58.212,00 | - | - | - | - | - | 1.597,81 | 4.622,88 | 463.886,20 |

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)
(1.003.743,17

| Funil - BA | 4.306.236,11 | 5.387.302,10 | 343.893,50 | 711.967,99 | - | - 3.890.341,44 | ) (1.052.241,65) | 94.513,98 127.108,65 | 12.805.378,94 |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Funil - RJ | 22.123.160,89 | 23.567.432,90 2.531.970,08 9.473.760,00 | - | - | - 2.787.711,70 | 851.829,39 | 682.657,20 619.554,19 | 62.638.076,35 |  |  |  |  |  |  |  |
| Furnas | 85.534.821,89 | 86.137.599,40 14.254.053,80 | - 101.878.128,00 | - 2.986.767,48 13.109.796,61 | 4.775.770,23 3.856.400,55 3.117.948,86 315.651.286,82 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Guarita | 296.294,34 | - | - | - | 260.229,38 | 21.000,00 | 93.139,20 | - | - | - | 46.201,90 | - | 2.494,90 | 7.241,06 | 726.600,79 |

158.399.249,1

Henry Borden 4 - - - 198.943.457,09 13.643.202,99 43.589.562,64 4.571.556,00 - - 2.063.593,65 3.868.855,96 1.507.673,44 4.293.732,10 430.880.883,01
Herval 293.494,23 - - - 142.266,41 21.000,00 78.850,80 - 910,97 - (45.676,06) - 1.644,34 4.958,04 497.448,74
Ijuizinho 207.028,36 - - - 172.025,06 21.000,00 52.920,00 - - - - - 1.600,21 4.575,49 459.149,12

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

| Itaparica (Luiz Gonzaga) 89.238.879,08 | 121.312.152,39 16.960.827,35 | - 134.206.651,87 | - 2.813.104,77 28.461.733,54 | 2.432.025,56 4.687.829,16 3.994.195,70 404.107.399,42 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Jacuí | 11.899.476,54 | - | - | - 14.993.092,59 1.172.208,37 2.516.400,00 | - | - | 522.299,56 | 489.305,47 | - | 114.216,33 319.119,02 | 32.026.117,88 |  |  |  |  |
| Marimbondo | 93.301.650,21 | 136.590.323,46 16.879.800,55 | - 146.285.622,00 | - 4.291.344,38 16.021.911,62 | 5.644.834,54 4.563.108,37 4.232.479,66 427.811.074,79 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Passo de Ajuricaba | 1.057.742,91 | - | - | - | 1.017.728,28 | 42.000,00 | 73.848,00 | - | - | - | - | 32.293,01 | 8.599,06 | 22.460,73 | 2.254.671,99 |
| Passo do Inferno | 251.044,14 | - | - | - | 210.705,66 | 21.000,00 | 58.212,00 | - | - | - (48.274,98) | - | 1.737,90 | 4.976,63 | 499.401,36 |  |
| Passo Real | 9.651.718,06 | - | - | - | 8.795.124,95 1.028.938,46 | - | 7.656.996,00 | - | 207.656,17 | 617.466,80 | - | 80.372,99 282.403,03 | 28.320.676,47 |  |  |
| Pedra | 2.894.752,59 | 2.640.286,80 | 229.342,57 1.958.802,44 | - | - | - (576.438,20) | 109.839,06 | 63.212,04 | 73.298,84 | 7.393.096,15 |  |  |  |  |  |

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

Pery 5.114.989,22 - 18.580.618,03 - 1.267.129,68 390.736,12 1.099.776,00 - - - (406.371,30) 201.898,02 100.596,00 265.139,15 26.614.510,92
(2.317.040,91

| Porto Colômbia | 30.706.212,05 | 35.331.386,35 3.751.066,79 24.776.928,00 | - | - | 858.286,74 | ) | 1.441.075,49 1.012.778,84 955.029,44 | 96.515.722,79 |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Porto Góes | 4.205.959,52 | - | - | - | 5.258.662,26 | 323.008,53 | 702.720,00 | - | - | - | - | 168.564,02 | 39.824,78 107.665,80 | 10.806.404,90 |  |
| Rasgão | 3.642.777,21 | - | - | - | 3.848.638,31 | 286.539,82 | 591.360,00 | - | - | - | 77.779,55 | 138.074,64 | 31.975,24 | 86.718,88 | 8.703.863,65 |
| Rio do Peixe | 3.896.233,21 | - | - | - | 5.596.404,08 | 235.223,15 1.734.992,16 | - | - | - (972.786,04) | 137.988,35 | 35.572,25 107.354,09 | 10.770.981,25 |  |  |  |
| Santa Rosa | 253.015,31 | - | - | - | 220.113,53 | 21.000,00 | 74.088,00 | - | - | - (49.412,88) | - | 1.778,86 | 5.240,44 | 525.823,26 |  |

138.622.426,1

Xingó 2 213.464.729,04 36.246.374,75 - 271.412.168,93 - 13.623.003,39 45.404.224,27 3.851.048,52 10.033.253,43 7.299.232,07 739.956.460,52
São Domingos 2.797.540,80 - - - 3.043.417,64 186.511,38 734.400,00 - - - (180.824,09) 99.906,10 23.786,21 67.484,36 6.772.222,39
Paranoá 5.096.318,92 - - - 5.910.422,54 389.653,97 881.280,00 - - - - (107.860,65) 45.585,58 122.927,42 12.338.327,80

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Parcela invest.

| GAG das usinas | em bens | PA antes | RAG para o novo |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GAG O&M | reversíveis não | GAG melhorias | Conexão - Conexão-T | ciclo 2022/2023, |  |  |  |  |
| Usina | licitadas a partir | RBO (R$) | CAIMI (R$) Uso - D (R$) | Uso - T (R$) | AjI (R$) | Encargos | TFSEE (R$) | P&D (R$) |
| (R$) | de 2015 (R$) | amortizados, | (R$) | D (R$) | (R$) | setoriais (R$) | a preços de |  |

não depreciados julho/2022 (R$)
de Pery (R$)

Jaguari 6.131.137,80 - - - 4.692.592,34 358.481,66 1.130.220,00 - - - - 258.011,42 44.728,85 126.974,17 12.742.146,23
Paraibuna 11.722.755,46 - - - 9.756.036,91 1.012.983,25 3.520.368,00 - - 122.849,00 - - 96.714,64 263.989,82 26.495.697,08
*Valores para as usinas da CEEE-G refere-se apenas ao período de julho a dezembro/2022 em função da previsão de migração para PIE em janeiro/2023.

da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 121/2021 – SGT/ANEEL, de 09/07/2021.
da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
140. A RAG para o ciclo 2022/2023 resultou em R$ 10.466.319.012,25. No Gráfico 1 é
apresentado a composição da RAG com a distinção das parcelas de GAG entre o grupo de usinas com
concessões licitadas a partir de 2015 e o grupo das usinas prorrogadas, na condição de prestação
temporária e usina Três Irmãos (concessão licitada em 2014). No Gráfico 2 é apresentado a composição
da RAG sem distinção da parcela de GAG entre os dois grupos de usinas.
Gráfico 1 – Composição da RAG do ciclo 2022/2023
141. Destaca-se no Gráfico 01 que a parcela de RBO, referente as 33 usinas hidrelétricas com
concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017, representa 35% da RAG apurada para o ciclo
2022/2023. A parcela de GAG desse grupo de usinas corresponde a 12% e a parcela de GAG do grupo de
usinas prorrogadas, na condição de prestação temporária e usina Três Irmãos representa 28% da receita,
sendo que na sua decomposição temos a participação de 11% de GAGO&M, de 15% de GAG Melhorias e de
2% do CAIMI.
142. Observa-se, também, que a cobertura dos custos com transporte (encargos de conexão e
uso dos sistemas de Transmissão e de Distribuição) representam 21 % da receita dos geradores, a parcela
AjI alcançou 2% e a cobertura com os encargos setoriais TFSEE e P&D e com os componentes financeiros
e a parcela de de investimentos não depreciados e não amortizados da usina Pery representam 2% da
RAG.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Gráfico 2 – Composição da RAG do ciclo 2022/2023
143. Verifica-se no Gráfico 2 que a parcela de GAG de todas as usinas cotistas representa 40%
da RAG e a RBO tem uma participação de 35%. O custo com transporte representa 21% da RAG, sendo
que está concentrado nos custos com uso e conexão do sistema de transmissão cuja participação na
receita é de 20%.
144. Na Tabela 2 é apresentada a variação dos componentes da RAG entre os valores
homologados em julho/2021, pela REH nº 2.902, de 2021, e os valores para o ciclo 2022/2023 com as
respectivas contribuições no aumento da RAG de 7,31%.
Tabela 2: Variação dos componentes e contribuição no reajuste da RAG
Contribuição no Participação na
COMPONENTES DA RAG Variação
Reajuste Receita

| GAG - Usinas Licitadas a partir de 2015 | 11,89% | 1,41% | 12,33% |
| --- | --- | --- | --- |
| Leilão n° 12/2015 | 11,89% | 0,92% | 8,06% |
| Leilão n° 01/2017 | 11,89% | 0,49% | 4,28% |
| RBO | 11,89% | 3,94% | 34,54% |
| Leilão n° 12/2015 | 11,89% | 2,58% | 22,60% |
| Leilão n° 01/2017 | 11,89% | 1,36% | 11,94% |
| GAG O&M | 0,90% | 0,10% | 10,72% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 0,17% | 0,02% | 10,52% |
| Prestação Temporária | 64,75% | 0,08% | 0,20% |
| GAG Melhorias | 1,79% | 0,29% | 15,20% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 1,46% | 0,23% | 15,03% |
| Prestação Temporária | 43,42% | 0,05% | 0,17% |

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
Contribuição no Participação na
COMPONENTES DA RAG Variação
Reajuste Receita
Parcela invest. em bens reversíveis não

11,89% 0,02% 0,18%
amortizados, não depreciados

Prorrogadas + usina Três Irmãos 11,89% 0,02% 0,18%
Prestação Temporária - - -

| CAIMI | 1,47% | 0,03% | 1,82% |
| --- | --- | --- | --- |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 1,09% | 0,02% | 1,81% |
| Prestação Temporária | 86,51% | 0,01% | 0,01% |
| ENCARGOS DE TRANSMISSÃO | 5,53% | 1,11% | 19,71% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 2,86% | 0,39% | 12,96% |
| Leilão n° 12/2015 | 11,24% | 0,46% | 4,26% |
| Leilão n° 01/2017 | 10,65% | 0,26% | 2,49% |
| Prestação Temporária | - | 0,00% | 0,00% |
| ENCARGOS DE DISTRIBUIÇÃO | 4,43% | 0,07% | 1,48% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 6,78% | 0,06% | 0,93% |
| Leilão n° 12/2015 | 15,84% | 0,04% | 0,28% |
| Leilão n° 01/2017 | -22,60% | -0,07% | 0,21% |
| Prestação Temporária | 109,40% | 0,03% | 0,05% |
| Ajuste por Indisponibilidade - AjI | 19,83% | 0,37% | 2,09% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 27,36% | 0,44% | 1,90% |
| Leilão n° 12/2015 | -9,12% | -0,02% | 0,23% |
| Leilão n° 01/2017 | - | -0,04% | -0,04% |
| Prestação Temporária | 11,89% | -0,00% | -0,00% |
| TFSEE+P&D+Financeiros | -0,98% | -0,02% | 1,94% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | -6,29% | -0,09% | 1,22% |
| Leilão n° 12/2015 | 10,17% | 0,05% | 0,47% |
| Leilão n° 01/2017 | 6,53% | 0,02% | 0,24% |
| Prestação Temporária | 106,75% | 0,01% | 0,01% |
| RAG PARA O CICLO 2022/2023 | 7,31% | 100,00% |  |

145. Observa-se na Tabela 2 que o reajuste da RAG para o ciclo 2022/2023 é de 7,31%, o que
totaliza R$ 10,47 bilhões. Contribui para esse resultado o reajuste das parcelas de GAG e RBO do grupo
das usinas licitadas a partir de 2015 pelo IPCA acumulado em 12 meses de 11,89% com contribuição no
reajuste de 1,41% e 3,94% respectivamente.
146. O grupo das usinas prorrogadas, na condição de prestação temporária e da usina Três
Irmãos que recebem as coberturas de GAGO&M, de GAG Melhorias e CAIMI. Essas três parcelas
apresentaram variações abaixo da inflação acumulada nos últimos 12 meses, devido, principalmente, ao
processo de descotização que estabeleceu a redução de 20% da RAG das usinas da Eletrobras a partir de
janeiro de 2023. Com isso, a contribuição dessas parcelas no reajuste da RAG é de 0,42%. A RAG das usinas
da Eletrobras com contratos prorrogados representou cerca de 38% da RAG total do ciclo 2021/2022.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
147. A cobertura dos custos com transporte contribuiu com aproximadamente 1,17% na
variação da RAG. Destaca-se que a cobertura dos custos de transmissão é responsável por cerca de 1,11%
de aumento da RAG.
148. A parcela AjI teve uma variação de 19,83% e contribuiu com 0,37% do aumento da RAG,
sendo que é o primeiro processo que as usinas do Leilão nº 01/2017 têm a parcela de AjI incorporada em
suas receitas. Já as parcelas de encargos setoriais TFSEE e P&D e os componentes financeiros têm uma
participação no reajuste negativa de 0,02% em função da redução do componente financeiro em torno
de 58% enquanto esses encargos setoriais têm uma participação de 0,44% na variação da RAG.
149. Por fim, tem-se a tarifa associada ao regime de cotas que é a referência para a definição da
cobertura tarifária das concessionárias de distribuição detentoras de cotas da Lei nº 12.783, de 2013. Esta
tarifa resulta da divisão entre a soma da expectativa de CFURH e do valor da RAG pelo montante de
Garantia Física, em MWh, contratado em cotas. Ao valor obtido incluem-se os tributos PIS/Pasep e Cofins,
conforme o Submódulo 3.2 do PRORET, o que resultou em uma tarifa de R$ 145,41/MWh para o ciclo
2022/2023.
150. Isso representa um reajuste de 18,56% da tarifa, sendo que a RAG mais a CFURH têm um
aumento de 6,88% e o montante de energia contratada redução 9,84% decorrente, principalmente, dos
efeitos do processo de descotização com a adoção de novos valores de garantia física para as usinas da
Eletrobras a partir de janeiro/2023 e com a redução desse novo montante em 20%. A RAG dessas usinas
também reduzida na mesma proporção.
151. Na Tabela 3 é apresentado um comparativo entre os valores homologados para o ciclo
2021/2022 e os resultados para o ciclo 2022/2023.
Tabela 03: Comparação entre os ciclos 2021/2022 e 2022/2023
Ciclo anterior 2021/2022 - REH
Cotas (Lei 12.783/2013) Novo ciclo 2022-2023 *
nº 2.902/2021
1 - Usinas que recebem RAG 70 71

2 - RAG (R$) 9.753.755.812,74 10.466.319.012,25
3 - CFURH (R$) 547.026.124,65 543.664.052,36
4 - RAG + CFURH (R$) 11.009.983.064,61
10.300.781.937,38
5 - Garantia Física (MWmed) 10.572,53
11.737,95
6 - Garantia Física (MWh) 83.432.398,99
92.542.013,57
7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos
111,31 131,96
8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos
122,65 145,41
*A Média entre o montante, MW med, alocado para o 2º semestre/2022 e 1º semestre/2023. O montante em MWh
representa a soma do montante alocado em cada semestre.

da Nota Técnica nº 121/2022 – SGT/ANEEL, de 11/07/2022.
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
152. A presente análise foi realizada com observância (i) da Lei nº 9.427, de 1996, (ii) da Lei nº
12.783, de 2013, (iii) da Lei nº 13.182,de 2015, (iv) da Lei nº 13.360, de 2016, (v) da Lei nº 14.182, de 2021;
vi) da Portaria nº 117, de 2013, do MME, (vii) dos Submódulos 3.2, 5.5, 5.6, 12.1, 12.2 e 12.3 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, (viii) das Resoluções Normativas nº 541, de 2013 e nº
1.003, de 2022, e (ix) dos contratos de concessão das usinas hidrelétricas em regime de cotas.
V. DA CONCLUSÃO
153. Diante do exposto, concluímos pelo estabelecimento das receitas anuais de geração,
visando remunerar a disponibilização de garantia física das usinas alocadas no regime de cotas, e da tarifa
associada ao regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2022 a
30 de junho de 2023.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
154. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se submeter à Diretoria
Colegiada da ANEEL para homologação das receitas anuais de geração para o ciclo 2022/2023, com
vigência a partir de 1º de julho de 2022.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ANDRÉ LÚCIO NEVES ALINE MOURA DE MELO SOUZA
Especialista em Regulação Analista Administrativo
(Assinado digitalmente)
DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Documento assinado digitalmente por Davi Antunes Lima, Superintendente de Gestão Tarifária, em 11/07/2022 às 16:51; Aline Moura de Melo Souza, Analista
Administrativo, em 11/07/2022 às 16:33; Andre Lucio Neves, Coordenador(a) Adjunto(a) Das Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 11/07/2022 às
16:20; Denis Perez Jannuzzi, Coordenador(a) Das Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 11/07/2022 às 15:47