REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2855/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A - EMS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 75/2021–SGT/ANEEL
Em 20 de abril de 2021
Processo n.º 48500.005023/2020-58
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia
– TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD referentes à EMS -
Energisa Mato Grosso do Sul S/A. e demais
providências pertinentes ao seu Reajuste
Tarifário Anual de 2021.
I. OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2020, a vigorar
a partir de 22 de abril de 2021.
2. A presente proposta de reajuste tarifário da EMS foi calculada de acordo com a
metodologia que consta dos Submódulos do PRORET, em conformidade com as disposições legais
e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão de Distribuição 001/1997 e seus termos aditivos.
3. A síntese dessa metodologia consta do Anexo I desta Nota Técnica. A Seção II
apresenta uma descrição dos fatos relativos ao RTA de 2021 da EMS. A Seção III descreve o cálculo
do reajuste, compreendendo a Parcela A, a Parcela B e os Componentes Financeiros. A seção IV traz
as conclusões.
II. DOS FATOS
4. Em 7 de abril de 2020, foi aprovada º Reajuste Tarifário Anual de 2020 da EMS,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.671/2020, representando uma variação das tarifas
homologadas, em média, de 6,90%1.
5. Em 14 de setembro de 2020, por meio do Memorando nº 199/2019-SGT/ANEEL, a
SGT solicitou informações em relação ao processo de reajuste tarifário de 2021 da distribuidora à
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM.
1 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 8/4/2020 até
30/6/2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1/7/2020.

no
ág 2 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
6. Em 10 de março de 2021, a SGT realizou reunião virtual com os representantes da
distribuidora para discutir a proposta do reajuste tarifário da EMS, sendo apresentados a eles os
prazos a serem observados para entrega de informações e documentos.
7. Em 10 de março de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 54/2021-SFF/ANEEL com
os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária e as garantias financeiras a serem
considerados no processo tarifário.
8.
9. Em 11 de março de 2021, por meio do Memorando nº 35/2021-SRM/ANEEL, a SRM
informou dados sobre contrato bilateral vigente da EMS de compra e venda de energia.
10. Em 23 de março de 2021, na 9ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da Aneel negou
provimento ao pedido de reconsideração interposto pela EMS contra a REH 2.671/2020, que
homologou o Reajuste Tarifário Anual de 2020.
11. Em 31 de março de 2021, por meio do Ofício Circular nº 08/2021SGT/SRD/SFF/ANEEL, solicitou-se informações acerca das receitas previstas no § 3º do Art. 70-A, no
§ 7º do Art. 88 da REN 414/2010 (Alterada pela REN 714/2016) e § 2º do Art. 9º da REN 376/2009,
a serem destinadas à modicidade tarifária.
12. Em 01 de abril de 2021, o Decreto Federal nº 10.665, de 31/03/2021, foi publicado,
alterando o Decreto nº 4.550/2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada
pela Eletrobras Termonuclear S/A – ELETRONUCLEAR e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar,
mediante requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de
pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no
limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos
excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento.
13. Em 06 de abril de 2021, a Diretoria Colegiada da Aneel decidiu prorrogar a vigência
20202.
das tarifas da EMS, definidas pela Resolução Homologatória nº 2.672, de 7 de abril de
14. Em 06 de abril de 2021, por meio do Ofício Circular nº 09/2021-SGT/SFF/ANEEL,
solicitou-se à distribuidora os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente
de Reativos – ER, visando a antecipação de sua reversão para as tarifas no presente reajuste
tarifário.
15. Em 16 de abril de 2021, a EMS, por meio da Carta Energisa/DREG nº 003/2021,
solicitou o diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de
Itaipu, como também a utilização dos recursos faturados de UDER informado e um diferimento de
Parcela B.
2 As tarifas da distribuidora foram prorrogadas pela Resolução Homologatória nº 2.829, de 06/04/2021.

no
ág 3 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
16. Em 16 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores versões
finais das planilhas de cálculo relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
17. Em 16 de abril de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EMS encontra-se adimplente com suas
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto
no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de
março de 2004.
18. Em 19 de abril de 2021, via e-mail, o Ministérios de Minas e Energia – MME informa
a existência de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos 8
meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665, de 31 de
março de 2021, a fim de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e
utilizados para modicidade tarifária.
19. Em 20 de abril de 2021, a EMS, por meio da Carta Energisa/DREG nº 004/2021,
solicitou, considerando a antecipação do MME, o diferimento correspondente ao saldo da Conta
Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu e também a utilização de diferimento da previsão do
risco hidrológico.
20. Em 20 de abril de 2021, a SGT encaminhou novamente ao Conselho de Consumidores
a versão final da planilha de cálculo do reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
III. ANÁLISE
A. Metodologia Aplicada
21. O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das
distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações
dos custos de Parcela A, sendo os custos referentes à Parcela B corrigida pelo índice de inflação
constante no contrato de concessão, deduzido o Fator X. Os detalhes das metodologias aplicadas
nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I desta Nota Técnica.
B. Período de Referência
22. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EMS é de abril/2020 a
março/2021.
C. Receita Verificada

no
ág 4 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
23. No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado
informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste
tarifário homologado em 2020.
24. O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo
tarifário e nível de tensão.
Tabela 1. Receita Verificada
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 4.444.061 2.540.352.256

| A2 (88 a 138 kV) | 5.057 | 2.673.681 |
| --- | --- | --- |
| A3 (69 kV) | 17.751 | 7.491.126 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 200.607 | 101.261.678 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 738.988 | 391.139.075 |

BT (menor que 2,3 kV) 3.481.658 2.037.786.696

Demais Livres 1.273.866 229.285.368
Distribuição 23.638 3.149.393
Geração - 52.033.904
Total 5.741.565 2.824.820.920
D. PARCELA A
25. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as
condições vigentes na data do reajuste tarifário. Compreende os custos com aquisição de energia
elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT), os
custos com Encargos Setoriais (ES), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota Técnica.
1. Encargos Setoriais (ES)
26. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico,
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e tem seus valores
estabelecidos pela ANEEL.
27. Os encargos setoriais considerados neste reajuste, bem como os dispositivos legais
associados estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 2. Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 4.879.615 | 6.329.137 | Submódulo 5.5 do PRORET |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 280.951.567 420.692.189 | AP 072/2020 |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 50.999.375 48.451.266 | Desp 3.690/2020 |  |
| PROINFA | 38.933.206 50.305.195 | ReH 2.815/2020 |  |
| P&D e Eficiência Energética | 26.765.817 28.011.400 | Res. Normativa nº 316/2008 |  |
| Contribuição ONS | 99.005 | 117.353 | Contribuição 2020 |

Total de Encargos Tarifários 402.628.584 553.906.540

no
ág 5 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
28. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT,
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
29. Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados
nesta revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir:
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 144.492.936
Rede Básica Fronteira 42.967.371
Rede Básica ONS (A2) 2.039.576
MUST Itaipu 20.380.710
Transporte de Itaipu 27.510.164
Conexão 70.095.611
Uso do sistema de distribuição 9.006.429
Total 316.492.797
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Energia requerida e perdas regulatórias
30. Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia,
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica,
além daqueles referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.
31. A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário
da EMS, ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão
conforme os valores determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2018, homologada por meio da
ReH nº 2.380/2018.
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 5,99% | 5,99% | REH 2.380/2018 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 9,80% | 9,80% | REH 2.380/2018 |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,32% | 1,33% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 3.481.658 | 3.481.658 | SAMP |

no
ág 6 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
32. A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da EMS para
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com
o mercado de venda da concessionária.
Tabela 6. Energia Requerida (MWh)

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 4.444.061 | 4.444.061 |
| Fornecimento | 4.444.061 | 4.444.061 |
| Consumidores Livres | 1.297.504 | 1.297.504 |
| Perdas Totais | 925.525 | 930.941 |
| Perdas Rede Básica | 70.034 | 70.555 |
| Perdas na Distribuição | 855.491 | 860.386 |
| Perda Não Técnica | 208.716 | 208.716 |
| Perda Técnica | 646.775 | 651.670 |
| Energia Requerida | 5.369.586 | 5.375.002 |

b. Valoração da compra de energia
33. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
34. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborouse o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica,
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme
tabela abaixo:
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Bilaterais | Preços e montantes | Memo. nº 35/2021-SRM/ANEEL |
| Itaipu | Tarifa de repasse de potência | REH 2.812/2020 |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 2.805/2020 |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.746/2020 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.815/2020 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Preços | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Preços | Previsão SGT |

35. A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes3 das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
3
Usada a melhor previsão.

no
ág 7 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Tabela 7. Custo com Compra de Energia

Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 347.550 | 340.112 | 257,58 | 87.605.042 |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 2.594.863 | 2.539.327 | 253,99 | 644.957.780 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 1.667.971 | 1.632.273 | 283,71 | 463.090.601 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 575.438 | 563.123 | 229,48 | 129.227.114 |
| Madeira e Belo Monte | 351.454 | 343.932 | 153,05 | 52.640.066 |
| Energia Base | 2.547.683 | 2.495.563 | 211,84 | 528.653.783 |
| Cota Angra I/Angra II | 181.995 | 178.100 | 249,64 | 44.460.951 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 1.298.738 | 1.270.942 | 114,73 | 145.810.628 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 954.513 | 934.085 | 362,26 | 338.382.204 |
| PROINFA | 112.436 | 112.436 | - | - |
| Total | 5.142.546 | 5.375.002 | 234,64 | 1.261.216.606 |

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

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 1.018.006.472 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 31,10% SGT/ANEEL
(3) Fator X -0,40%

(3.1) Componente Pd do Fator X 0,84% REH 2.380/2018
(3.2) Componente T do Fator X -1,47% REH 2.525/2019
(3.3) Componente Q do Fator X -0,25% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 1.338.673.092
F. Componentes Tarifários Financeiros
37. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas
às distribuidoras.
38. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros
nesta revisão da EMS.

no
ág 8 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Tabela 16. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 176.084.538 | 6,20% |
| CVA em processamento -Transporte | 52.040.349 | 1,83% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.351.201 | 0,22% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.082.708 | 0,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.136.238 | 0,15% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (10.624.297) | -0,37% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 492.526 | 0,02% |
| Previsão de Risco Hidrológico | (1.976.440) | -0,07% |
| Parcela B - Diferimento | (40.350.000) | -1,42% |
| Decreto 10.665/2021 | (41.667.444) | -1,47% |
| Ajuste CUSD | 1.033.619 | 0,04% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (31.886) | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 100.548 | 0,00% |
| Reperfilamento de custos de transportes | (48.199.300) | -1,70% |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (63.816.315) | -2,25% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores | (840.599) | -0,03% |
| Reversão Conta-Covid (com ajuste postergação) | (261.846.885) | -9,23% |
| Diferimento Previsão Risco Hidrólogico | (7.400.000) | -0,26% |
| Total | (229.431.438) | -8,08% |

G. Análise da Revisão Tarifária Periódica
1. Resultados
39. A Revisão Tarifária da EMS conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos
consumidores de 8,90%, sendo de 10,69%, em média, para os consumidores conectados na Alta
Tensão e de 8,27%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 17. Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,69%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,27%
Efeito Médio AT+BT 8,90%
40. O efeito médio nas tarifas de 8,90% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de
custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 22,85%, ao se ter como base de
comparação os custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos
componentes financeiros apurados neste processo tarifário para compensação nos 12 meses
subsequentes, com efeito de -8,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos
no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito
de -5,86%.
41. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o aumento dos custos de transmissão e distribuição,

no
ág 9 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
que tem impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão e; (ii) o aumento do encargo
CDE USO, em relação ao processo tarifário passado, que tem participação percentual mais elevada
nos consumidores livres conectados em alta tensão.
42. A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o
efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.
Tabela 18. Resumo do Reajuste
Participação Participação

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.806.814.448 2.131.615.943 | 18,0% | 11,50% | 61,4% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 402.628.584 | 553.906.540 | 37,6% | 5,36% | 16,0% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 4.879.615 | 6.329.137 | 29,7% | 0,05% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 280.951.567 | 302.761.784 | 7,8% | 0,77% | 8,7% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 48.495.710 | 0,0% | 1,72% | 1,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 69.434.694 | 0,0% | 2,46% | 2,0% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 50.999.375 | 48.451.266 | -5,0% | -0,09% | 1,4% |
| PROINFA | 38.933.206 | 50.305.195 | 29,2% | 0,40% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 26.765.817 | 28.011.400 | 4,7% | 0,04% | 0,8% |
| ONS | 99.005 | 117.353 | 18,5% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 235.610.075 | 316.492.797 | 34,3% | 2,86% | 9,1% |
| Rede Básica | 96.577.602 | 144.492.936 | 49,6% | 1,70% | 4,2% |
| Rede Básica Fronteira | 38.631.150 | 42.967.371 | 11,2% | 0,15% | 1,2% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.829.604 | 2.039.576 | 11,5% | 0,01% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 14.646.874 | 20.380.710 | 39,1% | 0,20% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 22.334.420 | 27.510.164 | 23,2% | 0,18% | 0,8% |
| Conexão | 54.047.125 | 70.095.611 | 29,7% | 0,57% | 2,0% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 7.543.300 | 9.006.429 | 19,4% | 0,05% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.168.575.790 1.261.216.606 | 7,9% | 3,28% | 36,3% |  |
| PARCELA B | 1.018.006.472 1.338.673.092 | 31,5% | 11,35% | 38,6% |  |
| IRT | 2.824.820.920 3.470.289.035 | 22,85% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 229.431.438 | -8,08% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 176.084.538 | 6,20% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 52.040.349 | 1,83% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.351.201 | 0,22% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.082.708 | 0,25% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.136.238 | 0,15% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (10.624.297) | -0,37% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 492.526 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | (1.976.440) | -0,07% |  |  |  |
| Parcela B - Diferimento | (40.350.000) | -1,42% |  |  |  |
| Decreto 10.665/2021 | (41.667.444) | -1,47% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.033.619 | 0,04% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (31.886) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 100.548 | 0,00% |  |  |  |
| Reperfilamento de custos de transportes | (48.199.300) | -1,70% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (63.816.315) | -2,25% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE | (840.599) | -0,03% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid (com ajuste postergação) | (261.846.885) | -9,23% |  |  |  |
| Diferimento Previsão Risco Hidrólogico | (7.400.000) | -0,26% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,86%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%

no
ág 10 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
43. A Parcela A variou 18,0% em relação ao processo tarifário anterior, impactando o
efeito médio em 11,50%.
44. Os encargos setoriais impactaram o efeito em 5,36%. Ressalta-se que a partir de
2021, por meio da CDE, iniciou o pagamento do empréstimo destinado a receber os recursos de
operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE - CONTA
COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, as parcelas de CDE Conta Covid alocada na
TE e na TUSD impactaram respectivamente 1,72% e 2,46%.
45. Os custos de transmissão contribuíram para um efeito médio de 2,86%. Sobre esse
item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de
2020, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das
concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
46. Já os custos de compra de energia impactaram o efeito em 3,28%, destacando-se o
aumento do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de 1,78%), decorrente da variação
cambial (indexado em dólar). O gráfico abaixo demonstra os impactos das diferentes modalidades
de contratação e a tabela apresenta o detalhamento da variação na compra de energia entre a o
último processo tarifário e o atual:
3,28%
1,78%
0,87%

0,24% 0,23% 0,17%
0,03% 0,10%
-0,11% -0,03%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
QTD DSP QTD
Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia
Tabela 19. Detalhamento da compra de energia

Processo Processo Processo Processo
Tipo de contrato Variação Variação
Anterior Atual Anterior Atual
- - - - - -
Existente - CCEAR-DSP

| Existente - CCEAR-QTD | 34.482 | - | -100,0% | 188,85 | - | -100,0% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 1.640.653 | 1.667.971 | 1,7% | 269,63 | 283,71 | 5,2% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 573.751 | 575.438 | 0,3% | 217,44 | 229,48 | 5,5% |
| 351.454 | 351.454 | 0,0% | 144,82 | 153,05 | 5,7% |  |

Madeira e Belo Monte

| Cota Angra I e Angra II | 174.465 | 181.995 | 4,3% | 269,75 | 249,64 | -7,5% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.275.134 | 1.298.738 | 1,9% | 107,78 | 114,73 | 6,4% |
| Itaipu | 947.131 | 954.513 | 0,8% | 309,27 | 362,26 | 17,1% |
| 402.746 | 347.550 | -13,7% | 240,37 | 257,58 | 7,2% |  |

Bilateral

Proinfa 107.804 112.436 4,3% - - -
Sobra (-) / Exposição (+) (138.034) (115.093) -16,6% 218,64 239,66 9,6%
TOTAL 5.369.586 5.375.002 0,1% 217,63 234,64 7,8%

no
ág 11 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
47. A Parcela B impactou o reajuste em 11,35%, uma vez que é atualizada pela variação
acumulada, entre abril de 2020 e março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de -
0,40%), o que totaliza uma variação de 31,50% em relação aos valores existentes nas tarifas.
48. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, contribuíram com o efeito de -8,08% na atual revisão da EMS.
49. A CVA em Processamento – Energia apresentou efeito de 6,20%, especialmente
impactada por Itaipu, devido à desvalorização cambial, além do risco hidrológico associado aos
CCGF4 e as Usinas Repactuadas5.
50. Destaca-se também com valor positivo a CVA em Processamento – Transporte, com
efeito de 1,83%, valor decorrente da grande diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST
efetivamente pagas, conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de
2020.
51. Além disso, diante da conjuntura socioeconômica adversa num cenário de pandemia
da COVID, com indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do
real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e
um cenário de redução de consumo, foram incluídos alguns mecanismos de Mitigação dos Efeitos
Tarifários, desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais
entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, que estão detalhados abaixo.
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos recursos de operação
financeira para alívio do caixa das distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à
concessionária. Os montantes se referem à totalidade dos valores recebidos pela distribuidora da CONTACOVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da
REN 885/2020, no valor de aproximadamente R$ 261,8 milhões6, contribuindo com uma redução tarifária de
-9,23%.
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. Componente
financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000. O Parecer da
Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00), de 18/11/2020, concluiu que:
"A remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 –
remuneração do custo de capital – deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio tratada
nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do
"efetivo pagamento", sendo incorporada à RAP das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020
(ciclo 2020-2021), pelo prazo de oito anos."
Considerando que durante os ciclos de 2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados
não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi
4 Contratos de Cotas de Garantia Física, associados à energia produzida pelas usinas cotistas, abarcadas pela Lei
nºº12.783/2013, de 11 de janeiro de 2013.
5 Usinas que aderiram à repactuação preconizada na Lei nºº13.203/2015, de 8 de dezembro de 2015
6 Já considerando o ajuste dos valores aplicados da postergação das tarifas, entre 08/04/2020 e 30/06/2021.

no
ág 12 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de custo
de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a
valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida. E em razão da pressão tarifária a que o setor
elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa do
"reperfilamento" desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado o valor presente
líquido da operação. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico,
cuja Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a
acomodar o custo total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos recursos
administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas, nos termos da Lei nº 12.783,
de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, ambas de 30/06/2020, que
homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida – RPR de 2018, conforme
processos listados na Tabela abaixo.
Tabela 20 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.

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

Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o ciclo
2021/2022 e ao mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS,
calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB e de Fronteira – TUST-FR,
bem como os encargos de conexão associados. Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores
atualmente vigentes, e representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, quando serão
efetivamente aplicadas. Entretanto, optou-se, de forma excepcional, por antecipar o benefício dessa redução
prevista dos custos de transmissão às distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro
semestre, que no caso da EMS totalizou R$ 48,2 milhões, que seria equivalente ao montante de redução dos
custos de transmissão a partir de julho de 2021, cujo efeito foi de -1,70%.
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos – UDER. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o
aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda
revisão tarifária posterior ao 3CRTP. No entanto, excepcionalmente, este reajuste tarifário está considerando
a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão tarifária e competência
mais recente disponível. Os valores foram declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº
9/2021-SGT/SFF/ANEEL, totalizando R$ 63,8 milhões, cujo efeito foi de -2,25%. Na próxima revisão tarifária
da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o acerto entre os
valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles
revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao
montante antecipado.

no
ág 13 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 379/2009). Esses
valores estão associados às RENs nº 414/2010 e nº 379/2009, sendo oriundos de recursos recebidos pelas
distribuidoras de: (i) encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores,
previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414º2010; (ii) créditos que não puderam ser devolvidos aos
consumidores no faturamento final, previstos no §7 do Art. 88 da REN nº 414/2010 e (iii) multas aplicadas a
consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de
Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 379/2009. Em resposta ao Ofício Circular nº 08/2021, a
concessionária informou que os valores, contabilizados até dezembro/2020, de R$ 840,6 mil, que serão ainda
serão fiscalização pela ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
e) Diferimento de Saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021. O Decreto Federal nº
10.665, de 31/03/2021 possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, o diferimento de
pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do
saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros
extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. Por intermédio da Carta CTA-DFFO –
0889/20217, a Eletrobrás informou que, de acordo com o Fluxo da Conta de Comercialização de Energia
Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, o resultado da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de
Itaipu, após a inadimplência, é de R$ 978.000.890,10. Por meio da Carta Energisa/DREG nº 04/2021, a EMS
formalizou o interesse em diferir os pagamentos à Eletrobrás provenientes do repasse da potência
contratada de Itaipu, nos termos do Artigo 2º do Decreto nº 10.665/2021. Observando o Saldo da Conta de
Comercialização de Itaipu informado pela Eletrobrás e a necessidade de redução tarifária individual das
distribuidoras, os recursos alocados alcançam a monta de R$ 40,66 milhões, cuja aplicação resultou em uma
atenuação tarifária de 1,47%. Ressalta-se que a SGT está instruindo o processo nº 48500.001671/2021-16,
por meio do qual detalhará o cálculo e os critérios de a alocação do repasse do saldo da Conta de
Comercialização de Itaipu para a modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos
pagamentos à Eletrobrás.
f) Diferimento de Parcela B. Conforme a Carta Energisa/DREG nº 03/2021, a EMS propôs
também um diferimento de R$ 40.350.000, da Parcela B, cujo impacto representa -1,42%. Esse valor será
revertido à no processo tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA.
g) Diferimento risco hidrológico. Conforme a Carta Energisa/DREG nº 04/2021, a EMS
propôs também um diferimento de R$ 7.400.000 da previsão do Risco Hidrológico, cujo impacto representa
-0,26%.
52. O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo da
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo
tarifário.
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
53. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora
no período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de abril/2020 a março/2021.
7 SIC 48513.009692/2021-00

no
ág 14 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Tabela 21. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | (77.134) | 6.154.173 | 6.077.039 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 162.550 | 2.021.756 | 2.184.306 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 35.873 | 485.200 | 521.073 |
| Subsídio Rural | (33.350) | 3.374.026 | 3.340.675 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 177.183 | 527.258 | 704.441 |
| Total | 265.122 | 12.562.413 | 12.827.535 |

54. O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição
da nova Receita Anual da concessionária.
Encargos
Transmissão Setoriais
9,1%
16,0%
Energia Distribuição
36,3% 38,6%
Gráfico 2. Composição da receita sem tributos
55. O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita
da distribuidora com tributos.
Transmissão Encargos
6,9% Setoriais
12,1%
ICMS
Energia 18,6%
27,6%
Tributos
24,1% PIS/COFINS
5,5%
Distribuição
29,3%
Gráfico 3. Composição da receita com tributos

no
ág 15 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
VI. DO FUNDAMENTO LEGAL
56. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas:
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei
no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de
fevereiro de 1995, em especial ao inciso V;
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
2o no

d) art. da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;
no
f) Resolução 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – PRODIST;
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 001/1997.
VII. CONCLUSÃO
57. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 001/1997, no que
consta do Processo nº 48500.005023/2020-58 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da EMS, a vigorar
a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 8,90%, sendo de 10,69%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 8,27%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão;
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso
exclusivo;

no
ág 16 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
d) 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.
LUIS CARLOS CARRAZZA ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária

no
ág 17 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
ANEXO I
METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
1. Apresentar uma síntese da metodologia de revisão tarifária 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 desta Revisão Tarifária Periódica – RTP está
descrita nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET8 , 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 processo de RTP de concessionárias de
distribuição com as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:

Submódulo Tema Versão Vigência
Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

| 2.1 A | Procedimentos Gerais | 2.0 | 18/03/2020 |
| --- | --- | --- | --- |
| 2.2 A | Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis | 2.0 | 13/03/2018 |
| 2.3 | Base de Remuneração Regulatória | 2.0 | 23/11/2015 |
| 2.4 | Custo de Capital | 4.1 | 20/04/2020 |
| 2.5 A | Fator X | 2.0 | 19;03/2020 |
| 2.6 | Perdas de Energia | 2.0 | 06/05/2015 |
| 2.7 A | Outras Receitas | 1.1 | 05;07;2018 |
| 2.8 | Geração Própria de Energia | 1.1 | 24/12/2014 |

Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

3.2 A Custos de Aquisição de Energia 1.1 25/01/2018
3.3 A Custos de Transmissão 1.0 24/02/2017
3.4 A Encargos Setoriais 1.0 24/02/2017
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

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

Módulo 5. Encargos setoriais

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

Módulo 6 – Demais Procedimentos

6.1 Limites de Repasses de Compras de Energia 1.0 28/03/2016
6.2 Itaipu 1.0 01/06/2017
6.3 Encargos de conexão A1 1.0 18/04/2012
8 O PRORET pode ser acessado em:

no
ág 18 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021

6.7 Centrais de Geração Angra 1 e 2 3.0 26/12/2018
6.8 Bandeiras Tarifárias 1.9 01/06/2020
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações

10.1 Revisões tarifárias de Distribuidoras e Permissionárias 1.2 15/07/2013
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a
Receita Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos
12 (doze) meses imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.
5. A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração
adequada dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição
de energia elétrica. O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos
relacionados às atividades de geração e transmissão e aos encargos setoriais.
6. A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem
alteradas as tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O
resultado da razão entre essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em
média.
7. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte
fórmula:
𝐑𝐑
𝑹𝑻= ( 𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎 (1)
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);
RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.
8. A Receita Requerida é dividida em duas componentes: a primeira, denominada de
Parcela A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos
clientes, uso dos sistemas de transmissão, encargos setoriais e as receitas irrecuperáveis. Em geral,
a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e em razão disso estes valores
são repassados para os clientes da empresa.
9. A segunda componente, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a
prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição,
que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e,
por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.
10. Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte
forma:

no
ág 19 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩 (2)
onde:
RR: Receita requerida;
VPA: Valor da Parcela A;
VPB: Valor da Parcela B;
11. No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita
da concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos
necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com
gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços.
12. Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa
de retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No
cálculo dos custos de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa
a recomposição dos investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo
da vida útil dos bens e direitos.
13. Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de
forma a assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente
para o pagamento do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o
Lucro Líquido – CSLL.
14. No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a
atualização dos valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da
vigência das tarifas estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do
utilizado como referência para o cálculo da revisão.
15. Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação
dos mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão
tarifária. Por fim, são descontadas as Outras Receitas e as receitas de Ultrapassagem de Demanda
e Excedente Reativo, que são revertidas em parte para a modicidade tarifária.
16. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao
nível de preços.
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹−𝑼𝑫−𝑬𝑹 (3)
onde:
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos;
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado;
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;
𝑂𝑅: Outras Receitas;
𝑈𝐷: Receita obtida com Ultrapassagem de Demanda e
𝐸𝑅: Receita obtida com Excedente Reativo

no
ág 20 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
17. Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é composto
pelos Custos Operacionais, definidos pela metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 2.2 A do
PRORET.
18. Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes
abaixo:
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 (4)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
19. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺+ 𝑹𝑰 (5)
onde:
VPA: Valor de Parcela A;
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição;
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica; e
RI: Receitas Irrecuperáveis.
20. Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é
semelhante ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos
componentes de Parcela A estão descritos nos Submódulos 3.2 A, 3.3 A e 3.4 A do PRORET.
III. PROCESSAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
A. Definição do Período de Referência
21. O período de referência para revisão tarifária corresponde ao ciclo de doze meses,
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de revisão.
B. Cômputo da Receita Anual
22. 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.

no
ág 21 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
C. Cômputo da Parcela A
23. 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.
24. 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.
1. Encargos Setoriais
25. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos
processos tarifários são:
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
26. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783,
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade:
i) o desenvolvimento energético dos Estados;
ii)
promover a universalização do serviço de energia elétrica;
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,
iv)
prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária,
vi)
promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica,
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
viii)
prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas
das concessionárias de distribuição;
27. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo
tarifário incorpora os seguintes valores:

no
ág 22 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
i) quota anual de CDE Uso, homologada pela REH 2.358, de 19/12/2017. 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.
ii)
quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350,
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras
de energia em meio à pandemia do novo coronavírus. O empréstimo, contratado e
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da
CDE Conta-Covid.
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
28. Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET.
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
29. Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº.
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do
PRORET.
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
30. Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET.
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER
31. 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

no
ág 23 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento
de energia elétrica ao SIN.
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)
32. 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.
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição
33. 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.
34. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.
a. Custo de Rede Básica
35. Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras,
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de
forma proporcional às suas quotas-partes.
36. 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,

no
ág 24 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto
que as tarifas são obtidas da Resolução Homologatória nº 2.409, de 28 de novembro de 2018.
b. Custo de Conexão
37. Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
38. 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.
39. 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.
40. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considerase adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de
aniversário da concessionária de distribuição.
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional
41. Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição
42. 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.

no
ág 25 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
3. Compra de Energia
43. 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.
44. 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".
45. 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.
46. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas
a seguir:
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme
dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por
agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre
concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.
ii)
Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos
empreendimentos e de fontes alternativas;
iii)
Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n°
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
iv)
Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
v)
Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras

no
ág 26 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto
no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
Potência, realizado em 25/11/2015;
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074,
de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
ix)

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;
x)
Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de
empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do
comprador, exceto: hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas,
inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não
existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo
como combustível).
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
47. 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 (na distribuição – técnicas e não
técnicas 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.
48. As perdas podem ser segmentadas entre perdas na Rede Básica, que são externas ao
sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as perdas na
distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica.

no
ág 27 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
49. 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.
b. Perdas Técnicas
50. As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao
processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária,
são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de distribuição da
concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, tipo
de transformadores.
51. As perdas técnicas são calculadas segregando as redes de distribuição em alta, média
e baixa tensão, além das subestações, transformadores de distribuição, ramais de ligação e
medidores. O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia
empregada para o cálculo das perdas técnicas.
c. Perdas Não-Técnicas
52. As perdas não técnicas representam as perdas associadas à furtos de energia, erros
de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição. Estas são obtidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas.
53. O referencial regulatório para as perdas não técnicas é redefinido a cada revisão
tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor
de perdas não técnicas a cada reajuste tarifário subsequente, ou na forma de uma meta fixa, em
que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo
tarifário.
54. O Submódulo 2.6 do PRORET detalha a metodologia empregada para o cálculo das
perdas não técnicas. A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão
com certo grau de semelhança. Essa comparação se dá, essencialmente, a partir da construção de
um ranking de complexidade no combate às perdas não técnicas, que busca mensurar de forma
objetiva o nível de dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as
fraudes e os furtos de energia em sua área de concessão.
55. A partir da formulação do ranking é possível afirmar quais distribuidoras que atuam
em áreas mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não
técnicas, sejam referências de eficiência, e possam, portanto, ser utilizadas para se definir
trajetórias de redução de perdas não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que, além da análise
de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado

no
ág 28 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não
técnicas tiverem crescido.
56. O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido,
regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos
4 anos civis alcançada pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no
Submódulo 2.6 do PRORET, se for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o
desempenho de distribuidoras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do
combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. Caso a concessionária em
processo de revisão possua patamares reais de perdas não técnicas superiores aos considerados
adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das empresas benchmarks passa a ser
referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade potencial de redução.
d. Valoração da Compra de Energia
57. O artigo 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.
58. 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.
59. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits9 considerando o período de
referência em questão.
60. 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.
61. 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.
4. Receitas Irrecuperáveis
62. 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
9 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.

no
ág 29 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
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:
𝑹𝑹 +𝑭𝒊𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆𝒊𝒓𝒐𝒔+𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔

𝑽𝑹𝑰= × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄) } (6)
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.
D. Cômputo da Parcela B
1. Custos Operacionais
63. A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2-A do
PRORET, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente
dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.
64. A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras
levando-se em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é
estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
65. No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado,
perdas não técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.
66. Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking,
parte da diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada
para fins de cálculo do Componente T do Fator X.
67. Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite
superior do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator
T são calculados de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo
até alcançar o limite superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do
intervalo, o valor de custos operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma
criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim,

no
ág 30 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
se os valores estiverem contidos no intervalo de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão
corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a zero.
68. Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior
é compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação
anual de 5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir:
𝑵 √𝑪𝑶𝒆𝒇
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧( | −𝟏| ; 𝟓%)
𝑪𝑶𝑨𝒕
(7)
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 = 𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵
onde:
∆𝐶𝑂: trajetória dos custos operacionais regulatórios;
5%: variação máxima admissível;
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 : meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;
69. Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a
aplicação da metodologia, conforme descrita nos passos anteriores, resultar em uma meta de custo
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado
em 50% com o consumidor.
70. Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a
levar em consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir:
𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 ′ = (8)
𝟐
onde:
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 ′ : meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais.
2. Custo Anual dos Ativos (CAA)
a. Base de Remuneração Regulatória (BRR)
71. Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração
Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória.
72. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes
itens:
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado,
conforme caso específico), considerando os seguintes grupos de contas de ativos:

no
ág 31 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
i) Terrenos – Distribuição, Geração;
ii) Reservatórios, barragens e adutoras;
iii) Edificações, obras civis e benfeitorias – Distribuição, Geração; e
iv) Máquinas e equipamentos – Distribuição, Geração.
II – Intangível, considerando a conta de Servidões;
III – Almoxarifado de operação; e
IV – Obrigações especiais.
73. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos
seguintes grupos de contas do AIS e Intangível:
I – Intangível – Software, Outros;
II – Terrenos – Administração;
III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;
V – Veículos; e
VI – Móveis e utensílios.
74. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço
público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser
observadas as seguintes diretrizes:
i) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP)
deve ser "blindada". Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de
avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e
as respectivas atualizações;
ii)
As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde
que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão
tarifária;
iii) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da
base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as
datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b);
iv)
Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês
anterior ao mês da atual revisão tarifária;
v) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a database do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.
75. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia
elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente
utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de
remuneração aqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.

no
ág 32 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
76. Também é deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo
devedor de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do
laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados
provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da
empresa ao custo de capital regulatório (WACC).
77. O saldo dos investimentos realizados, a partir de financiamento com recursos da RGR,
é remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário
contempla atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o
ciclo tarifário são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração
regulatória.
78. Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) são remunerados
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não
destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros
disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais.
b. Remuneração do Capital (RC)
79. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória
e do custo de capital, conforme formulação a seguir:
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬
(9)
onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida;
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR;
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real antes dos Impostos;
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais.
80. Para o cálculo da taxa de retorno, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a
renda, sendo expresso pela seguinte fórmula:
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒅
(10)
onde:
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais;
rp: custo do capital próprio real depois de impostos;
rd: custo da dívida real depois de impostos;
P: capital próprio;
D: capital de terceiros ou dívida;
V: soma do capital próprio e de terceiros;

no
ág 33 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
81. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.
82. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do
levantamento de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos
anos de 2011, 2012 e 2013, resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V)
de 48,76%.
83. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno
CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de
ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte
equação:
𝒓𝑷= 𝒓𝑵𝑻𝑵−𝒃+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒑𝒓𝑨 (11)
onde:
rP: remuneração do capital próprio;
rNTN-b: remuneração do título público brasileiro;
:
beta do setor regulado;
rm-rf: prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença de
referência entre o rm (taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de
retorno do ativo livre de risco estadunidense); e
prA: prêmio de risco da atividade.
84. Para o custo de capital de terceiros, adota-se uma abordagem similar à do capital
próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos
para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de
terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:
𝒓𝑻= 𝒓𝑫𝒆𝒃+ 𝒄𝒆𝑫𝒆𝒃 (12)
onde:
rT: remuneração do capital de terceiros;
rDeb: rentabilidade das debêntures; e
ceDeb: custo de emissão das debêntures.
85. A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma
concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Tabela II.1. Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC
Custo de Capital
Proporção de Capital Próprio (P) 57,82%
Proporção de Capital de Terceiros (D) 42,18%
Remuneração do título público brasileiro (rNTN-b) 5,83%
Beta médio alavancado () 0,4480
Prêmio de risco do mercado EUA (rm - rf) 6,46%
Prêmio de risco da atividade (rA) 0,51%
Prêmio de risco do negócio e financeiro () 3,40%

no
ág 34 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Custo de capital próprio 9,23%
Debêntures (rDeb) 6,73%
Custo de emissão (ceDeb) 0,37%
Impostos 34%
Custo de dívida real 7,10%
Custo Médio Ponderado
WACC real antes de impostos* 11,08%
WACC real depois de impostos 7,32%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
86. Para aplicação tarifária, considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos
impostos do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às
tarifas dos consumidores como se segue abaixo:
(𝑷𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒅
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é = (13)
𝟏−𝑻
87. Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas
finais inferiores ao valor de 34%, serão consideradas as seguintes alíquotas:
para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as
a)
alíquota de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero);
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na
área de concessão sujeita ao benefício fiscal;
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as
alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%;
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%.
88. Para aplicação tarifária, considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:
Tabela II.2 – WACC antes de Impostos
Alíquota de Taxa
WACC
IRPJ e CSLL (rwacc-pré)

| WACC real antes dos impostosa | Isento | 8,33% |
| --- | --- | --- |
| WACC real antes dos impostosb | 15,25% | 9,29% |
| WACC real antes dos impostosc | 24% | 10,11% |
| WACC real antes dos impostosd | 34% | 11,08% |

a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda;
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM;
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e
d) todas as demais.
89. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais - RCOE – é calculado conforme equação abaixo.
𝑷𝑹𝑴−𝑷𝑹𝑷 𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑹𝑪𝑶𝑬 = × 𝟎, 𝟓× 𝑷× 𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃
(14)
𝟏−𝒕

no
ág 35 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
onde:
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais;
PRM: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro;
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+Br;
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total;
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos; e
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta.
c. Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
90. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.
91. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a
seguir:
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹 (15)
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
:
Taxa média de depreciação das instalações.
92. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as
taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial
do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de novembro
de 2009.
d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI)
93. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades,
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware,
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
94. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados
no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são
determinados como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir:
𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, (16)
onde:

no
ág 36 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos
não elétricos (instalações móveis e imóveis);
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão;
𝐼𝑃𝐶𝐴1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e
𝐼𝑃𝐶𝐴0:
Valor do índice IGP-M em 01/01/2011.
95. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é
necessário segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:
Tabela II.3 – Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 45%
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 12%
Sistemas (BARI) 43%
96. Uma vez segregadas, as Anuidades são dadas por:
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰
(17)
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades);
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.
97. As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com
remuneração sobre 50% do investimento.
𝟏 𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[ 𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+ ] (18)
𝟐
onde:
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática;
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos
considerados para infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I:
Sistemas de informática; e
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade
de Cadastro) "Edificação – outras" e 15% referente ao TUC "Equipamento Geral" / V:
referente ao TUC "Veículos" / I:referente ao TUC "Equipamento Geral de Informática".
3. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à
Melhoria da Qualidade
31. Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e ao Custo Anual dos
Ativos – CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.

no
ág 37 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
a. Índice de Ajuste de Mercado (Pm)
32. O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado,
considera os ganhos potenciais de produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de
referência), e o período em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze
meses posteriores à revisão.
33.
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária
periódica de cada concessionária, como ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da
produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual e a revisão tarifária anterior. O
cálculo do Pm utiliza a mesma fórmula do componente Pd do Fatox X descrita no item 5 deste Anexo.
b. Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade
98. O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor
da Parcela B na revisão taifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade
técnico e comercial da distribuidora.
99. Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma
metodologia de cálculo do Componente Q do Fator X descrita no item 5 deste Anexo.
4. Outras Receitas (OR)
100. Conforme Submódulo 2.7 A do PRORET, as outras receitas podem ser classificadas
em duas categorias, conforme sua natureza: em "receitas inerentes ao serviço de distribuição de
energia elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis e "receitas de atividades acessórias",
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida
por conta e risco das concessionárias.
101. As atividades acessórias subdividem-se em 2 subgrupos:
i) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade
regulada, prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como:
arrecadação de convênios ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de
faturas de terceiros por meio de estrutura própria de arrecadação; veiculação de
propaganda ou publicidade em fatura de energia elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou
cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; compartilhamento de infraestrutura; serviços
de avaliação técnica e de aferição de medidores em laboratório próprio; e operacionalização
de serviço de créditos tributários.
ii)
Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como
atividade não regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de
distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por
terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da

no
ág 38 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
concorrência. São elas: elaboração de projeto, construção, expansão, operação,
manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à
regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de
múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos
sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) instalações elétricas
internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de entrada de
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia
elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e
(9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica
e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa
e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de
comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades acessórias
previstas.
102. O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será
de 60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins
de estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos
consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica.
103. Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias
complementares também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens:
a) (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de
iluminação pública, b) eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração
qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de
Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de comunicação de dados, os quais o
percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta.
D. FATOR X
104. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e
despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo
tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é
corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste
tarifário anual.
105. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária
periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível
de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além
de promover uma transição dos custos operacionais eficientes.
106. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme
a formulação a seguir:
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻
(19)
onde:

no
ág 39 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
𝑄 = Qualidade do serviço; e
𝑇 = Trajetória de custos operacionais.
107. O componente T e Pd é definido "ex-ante", ou seja, no momento da revisão tarifária.
O componente Q será especificado "ex-post", ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual
revisão tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida.
1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd
108. O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das
distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da
produtividade média do setor de distribuição, do crescimento médio do mercado faturado e do
número de unidades consumidoras da concessionária entre o atual processo tarifária e o anterior,
conforme equação a seguir:
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪 ̅̅̅̅̅̅)
(20)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre o processo tarifário
em processamento e o processo tarifário anterior;;
∆𝑀𝑊ℎ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da
concessionária i, entre o processo tarifário em processamento e o processo tarifário anterior;
e
∆𝑈𝐶 ̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..
2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T
109. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição
dos custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como
o cálculo do Componente T, é descrita na seção III.4.1 deste anexo.
3. Componente de Qualidade do Serviço – Q
110. O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade
do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo
com o comportamento de indicadores de qualidade.
111. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, são considerados indicadores
dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a
variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
112. As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme
equação abaixo:

no
ág 40 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+ 𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥
(21)
113. A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC,
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela
16 a seguir10:
Tabela II.4. Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos
Padrões
Sigla Distribuidoras

Indicador Definição Estabelecidos para Regulamentação
Indicador Avaliadas
Atendimento
Comerciais
Frequência equivalente de Valor máximo
Frequência Equivalente

FER reclamações a cada mil unidades definido para cada Todas REN nº 574/2012
de Reclamação
consumidoras Distribuidora
Índice ANEEL de Resultado de pesquisa de avaliação

IASC Satisfação do do grau de satisfação do consumidor Valor mínimo de 70 Todas
Consumidor residencial com os serviços prestados

Indicador de Nível de Relação das chamadas atendidas Aquelas com
Valor maior ou igual Art. 188 da REN

INS Serviço do Atendimento pelas chamadas recebidas menos mais de 60 mil
a 85% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Abandono Relação das chamadas Aquelas com
Valor menor ou igual Art. 188 da REN

IAb do Atendimento abandonadas sobre recebidas menos mais de 60 mil
a 4% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Chamadas Valor menor ou igual Aquelas com
Relação das chamadas ocupadas Art. 188 da REN

ICO Ocupadas do a: 4% até 2014; 2% a mais de 60 mil
sobre oferecidas nº 414/2010

Atendimento Telefônico partir de 2015 unidades
Técnicos
Duração Equivalente de Valor máximo
Tempo que uma UC ficou sem Módulo 8 do

DEC Interrupção por Unidade definido para cada Todas
energia elétrica para certo período PRODIST
Consumidora Distribuidora
Freqüencia Equivalente Número de vezes que uma UC ficou Valor máximo
Módulo 8 do

FEC de Interrupção por sem energia elétrica para certo definido para cada Todas
PRODIST

Unidade Consumidora período Distribuidora
114. O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para
obtenção de cada parcela da qualidade.
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico
115. 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 obrigação legais e
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramse nos Submódulos 4.1, 4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET11.
10 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo
sabendo-se que a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade.
11 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em


no
ág 41 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
116. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste ou
revisão tarifária anual são:
1. Neutralidade dos itens da Parcela A
117. 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".
118. 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.
119. 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.
120. 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.
121. A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias:
i)
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.
ii) 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.
122. 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.
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
123. 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).

no
ág 42 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária
anual são atualizados pela Selic12.
➢ 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.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.
124. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n°
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de
juros SELIC verificada.
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia
125. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET13, aprovado
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia
126. Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.
12 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002,
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à
data do reajuste.
13

no
ág 43 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
6. Demais Componentes Financeiros
127. Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
128. 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.
129. 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.
130. 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.
131. 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
132. 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.
133. 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.

no
ág 44 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Anexo 1 – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do
PRORET14. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.
2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo
do saldo de CVA.
3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 8,26% e
está detalhado no gráfico a seguir:
14 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3.
Pela aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já
pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.

no
ág 45 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,69% de redução no reajuste
das tarifas.
5. A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram
significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.
ESS/EER
6. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR
(Alívio Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes
da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação
onde PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir
apresenta o detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE

no
ág 46 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
7. Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo
tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados
nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3.
R$20
Milhões
R$15
R$10
R$5
R$0
-R$5

ESS Alívio Retroativo ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO Cobertura
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS
R$5
Milhões
R$5
R$4
R$4
R$3
R$3
R$2
R$2
R$1
R$1
R$0

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER

no
ág 47 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
8. Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos.
Compra de Energia
9. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra
de energia da distribuidora.
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia
10. O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área
em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração.
600 30 Milhões
524
20
500
10
400
-
300

218 218 218 218 218 218 219 218 218 218 (10)
200 199 200 200 207 214 205 213 209 211 206 204 210
190
200 158
(20)
100
(30)
0 (40)
jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2

no
ág 48 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
11. A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE

no
ág 49 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
12. O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e
a cobertura tarifária econômica concedida.
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0

Preço - Método 2 Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico Tarifa de Cobertura
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida
13. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 6,20% 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 CCEARD, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão
detalhados no gráfico a seguir a seguir.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de
energia

no
ág 50 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
14. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA.
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de
energia, segregado em Método 2 e 3
Glosa de Energia
15. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga
real inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de energia.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória

no
ág 51 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Resultado no Mercado de Curto Prazo
16. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
seguintes resultados:
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/01/2020 e 01/01/2021,
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 25.301.938,73 a preços de
abril/2021.
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 101.748 MWh, que representa 1,85%
do Mercado Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido
no Decreto nº 5.163/2004, não há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do
mercado de curto prazo.
•
Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Com a publicação do Despacho
2.508/20, também foram calculadas as sobrecontratações involuntárias dos anos civis de 2016
e 2017. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE
totalizou R$ -1.127.428,74 e do cálculo das sobrecontratações de 2016 e 2017 de R$ -
34.798.806,54.
17. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.

no
ág 52 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
600
500
400
GWh
300
200
100
0
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
18. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro
no mercado de curto prazo15 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
14 600
MILHÕES R$/MWH
12
500
10
R$ 8
400
6 R$ 11,7
R$ 8,8
4 R$ 7,5 300
R$ 6,0 R$ 5,5
2
R$ 2,9
R$ 0,8 R$ 0,9 200
0
-R$ 2,0 -R$ 2,3
-2
-R$ 4,8 100
-4
-6 0
fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Conta Bandeira
19. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se
observar as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente
financeiro. Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e
15 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).

no
ág 53 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
"ESS" da Conta Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados
positivos desses itens de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco
hidrológico. Desta forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação.
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da
previsão de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta
Bandeira
20. Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e
Usinas Repactuadas foi de 1,00%.
21. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 3,54%16.
16 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.

no
ág 54 da Nota Técnica 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020.
da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
22. Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação,
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite
de sobrecontratação involuntária para o período.