REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2964/2021
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 EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A - EDP SP.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-10-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 236/2021-SGT/ANEEL
Em 20 de outubro de 2021.
Processo nº: 48500.005020/2020-14
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à EDP São Paulo Distribuição de
Energia S.A. (EDP SP) e demais providências
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de
2021.
I.
DO OBJETIVO
1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021, a vigorar a
partir de 23 de outubro de 2021, calculado em conformidade com as disposições legais e
normativas, com as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de
Distribuição 202/1998 e seus termos aditivos e com a metodologia de cálculo descrita nas versões
vigentes dos Submódulos do PRORET e sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica.
II. DOS FATOS
2. A EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. - EDP SP, sediada na cidade de São Paulo,
atende aproximadamente 2,0 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa atualmente o faturamento anual na ordem de R$ 5,0 bilhões.
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 1.831.984 | 340.102 | 25,5% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 13.127 | 706.825 | 52,9% |
| Comercial | 139.754 | 151.049 | 11,3% |
| Rural | 5.271 | 5.163 | 0,4% |
| Iluminação Pública | 3.368 | 23.596 | 1,8% |
| Poder Público | 10.211 | 21.719 | 1,6% |
| Serviço Público | 1.521 | 48.168 | 3,6% |
| Demais classes | 165 | 39.725 | 3,0% |
| Total | 2.005.401 | 1.336.347 | 100% |

* Fonte: SAMP – competência junho/2021.
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Fls. 2 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
3. Em 20 de outubro de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2020 da
EDP SP, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.790/2020, por meio da qual as tarifas foram,
em média, reajustadas em 4,82%.
4. Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou à Superintendência de Regulação de
Mercado – SRM1 e à Superintendência de Fiscalização Financeira - SFF2 informações pertinentes a
cada superintendência acerca do processo de reajuste tarifário da Distribuidora.
5. Em virtude da crise de saúde pública, em 9 de setembro de 2021, a SGT realizou
reunião virtual com os representantes da EDP SP, prestando os esclarecimentos cabíveis acerca da
metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a serem observados para
entrega de informações e documentos.
6. O Memorando nº 156/2021-SRM/ANEEL3, de 21 de setembro de 2021, informou que
a EDP SP possui contrato bilateral de compra e venda de energia.
280/2021-SFF/ANEEL4,
7. Em 29 de setembro de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº
validando os Pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras.
8. Em 13 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou
ao Conselho de Consumidores da EDP SP5 as planilhas de cálculo do reajuste, conforme dispõe a
Resolução Normativa nº 6526, de 17 de março de 2015.
9. Em 14 de outubro de 2021, por meio da Correspondência CT-EDP-SP-063/2021, a EDP
SP solicitou reconhecimento do montante de crédito já habilitado pela Receita Federal do Brasil –
RFB, em poder da Distribuidora, como componente financeiro extraordinário negativo7.
10. Em 15 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou
nova versão de cálculo ao conselho de consumidores da EDP SP, considerando reversão dos créditos
CT-EDP-SP-063/20218.
de Pis/Cofins indicados pela EDP SP na Correspondência
11. Em 15 de outubro de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EDP encontrava-se adimplente9 com suas
SP
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto
no art. 10 da Lei nº 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15/03/2004.
1 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001523/2020-00).
2 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001521/2020-00).
3
Documento SicNet nº 48580.000741/2021-00. Contrato bilateral celebrado com a Investco (UHE Lajeado).
4 Documento SicNet nº 48536.003471/2021-00.
5
Documento SicNet nº 48513.001603/2021-00.
6 Disponível em
7 Documento SicNet nº 48513.001611/2021-00.
8 Documento SicNet nº 48581.001613/2021-00.
9 Documento SicNet nº 48581.001614/2021-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
12. Em 20 de outubro de 2021, mediante solicitação do diretor relator, a
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou nova versão de cálculo à concessionária,
incluindo financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica.
13. No mesmo dia, tendo em vista a nova versão de cálculo recebida, por meio da
Correspondência CT-EDP-SP-064/202110, a EDP SP solicitou retificação do montante de créditos de
PIS/Cofins informado na Correspondência CT-EDP-SP-063/2021.
III. DA ANÁLISE
A. Metodologia Aplicada
14. O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com a fórmula prevista nos contratos de concessão
das distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da métrica de reajuste, são repassadas as
variações dos custos de Parcela A e atualizados os custos referentes à Parcela B, corrigida pelo índice
de inflação constante no Contrato de Concessão (IGPM), deduzido do Fator X. Os detalhes das
metodologias aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I.
B. Período de Referência
15. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EDP SP é de outubro/2020
a setembro/2021.
C. Receita Anual
16. No cálculo da Receita Anual verificada (RA0), foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, conforme demonstrado
na Tabela 2.
10 Documento SicNet nº 48581.001638/2021-00
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Fls. 4 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela 2. Mercado no Período de Referência
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 7.601.224 3.998.243.644

A2 (88 a 138 kV) 60.830 23.898.582
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1.693.123 771.262.470
BT (menor que 2,3 kV) 5.847.270 3.203.082.592

| Suprimento | 48.612 | 16.758.316 |
| --- | --- | --- |
| Livres A1 | 30.890 | 4.406.867 |
| Demais Livres | 7.785.488 | 933.092.663 |
| Distribuição | 393.562 | 20.304.181 |

Geração - 6.999.416
Total 15.859.776 4.979.805.087
D. PARCELA A
1. Encargos Setoriais (ES)
17. Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico,
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores
estabelecidos pela ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os
dispositivos legais associados, estão demonstrados na Tabela 3:
Tabela 3. Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.254.833 | 7.917.569 | Conforme módulo 5.5 do PRORET |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 783.262.791 | 815.939.244 REH 2.864/2021 e DSP 939/2021 |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 86.898.459 | 59.268.750 | DSP nº 2.690/2021 |
| PROINFA | 111.741.860 | 126.333.544 | ReH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 40.458.287 | 46.862.956 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 202.905 | 190.607 | Contribuição 2021 |

Total de Encargos Tarifários 1.028.819.135 1.056.512.670
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
18. 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.
19. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela 4:
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Fls. 5 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 376.164.754 | 356.680.768 |
| Rede Básica Fronteira | 97.441.172 | 93.801.405 |
| Rede Básica ONS (A2) | 517.748 | 526.140 |
| MUST Itaipu | 43.582.295 | 38.182.121 |
| Transporte de Itaipu | 59.054.467 | 45.995.020 |
| Conexão | 20.126.058 | 16.941.901 |
| Total dos Custos de Transporte | 596.886.495 | 552.127.356 |

3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Energia Requerida e Perdas Regulatórias
20. Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além do
montante necessário ao atendimento dos consumidores, devem ser acrescentadas as perdas de
energia, inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia
elétrica, além daquelas decorrentes dos furtos, erros de medição, erros no processo de faturamento
e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.
21. A Tabela 5 mostra os valores das perdas adotados no reajuste tarifário da EDP SP,
ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas estão conformes os valores
determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2019, homologada por meio da REH nº 2.629/2019.
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 8,30% | 8,07% | REH 2.629/2019 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 4,06% | 4,06% | REH 2.629/2019 |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 2,07% | 1,97% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 5.847.270 | 5.847.270 | SAMP |

22. A Tabela 6 lista os requisitos de energia elétrica da EDP SP para atendimento ao seu
mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de
venda da Concessionária.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela 6. Energia Requerida (MWh)

Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
Mercado Total 7.649.836 7.649.836
Fornecimento 7.601.224 7.601.224
Suprimento 48.612 MWh 48.612 MWh

| Consumidores Livres | 8.209.940 | 8.209.940 |
| --- | --- | --- |
| Consumidores Rede Básica | 30.890 | 30.890 |
| Perdas Totais | 1.386.706 | 1.388.164 |
| Perdas Rede Básica | 183.074 | 174.584 |
| Perdas na Distribuição | 1.203.632 | 1.213.580 |
| Perda Não Técnica | 485.335 | 471.731 |
| Perda Técnica | 718.297 | 741.850 |
| Energia Requerida | 9.036.542 | 9.038.001 |

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

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

25. A Tabela 8 exibe os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes
de energia adquirida.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços

Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 12.356 | 9.778 | 293,26 | 2.867.480 |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 6.447.310 | 5.102.073 | 255,35 | 1.302.826.421 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.556.855 | 2.814.714 | 304,34 | 856.642.188 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.421.826 | 1.125.161 | 241,28 | 271.482.125 |
| Madeira e Belo Monte | 1.468.629 | 1.162.198 | 150,32 | 174.702.108 |
| Energia Base | 4.911.938 | 3.926.150 | 214,46 | 842.001.443 |
| Cota Angra I/Angra II | 378.079 | 299.193 | 249,64 | 74.690.473 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 2.390.223 | 1.891.501 | 122,65 | 231.990.493 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 1.956.276 | 1.548.097 | 345,79 | 535.320.477 |
| PROINFA | 187.359 | 187.359 | - | - |
| Total | 11.359.248 | 9.038.001 | 237,63 | 2.147.695.345 |

E. PARCELA B
26. O cálculo da Parcela B é realizado pela diferença entre a Receita Verificada e os custos
de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é corrigido pelo IGP-M (indicador
oficial de inflação, conforme o Contrato de Concessão) e ajustado pelo Fator X. A Tabela 9
demonstra o cálculo da Parcela B e os respectivos parâmetros associados:
Tabela 9. Cálculo da Parcela B

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 1.282.773.837 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 24,86% SGT/ANEEL
(3) Fator X 1,03%

(3.1) Componente Pd do Fator X 0,96% REH 2.629/2019
(3.2) Componente T do Fator X 0,00% REH 2.629/2019
(3.3) Componente Q do Fator X 0,07% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 1.588.367.689
F. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO
27. Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem aos direitos e às obrigações relativos à diferença entre receitas e despesas de itens em que
a Concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às concessionárias. A Tabela 10 consolida os valores dos componentes financeiros neste
reajuste da EDP SP.
Tabela 10. Componentes Financeiros
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Fls. 8 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 526.006.323 | 9,86% |
| CVA em processamento -Transporte | 67.133.792 | 1,26% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 91.242.213 | 1,71% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (6.511.132) | -0,12% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (46.047.247) | -0,86% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (66.123.462) | -1,24% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 491.606 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 230.810.045 | 4,33% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (4.300) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (199.866.017) | -3,75% |
| Neutralidade da Conta Covid | 6.993.229 | 0,13% |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (9.025.570) | -0,17% |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (97.171.362) | -1,82% |
| Reversão de créditos de PIS/Cofins | (143.557.106) | -2,69% |
| Financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica | (222.456.833) | -4,17% |
| Total | 131.914.179 | 2,47% |

G. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
1. Resultados
28. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EDP SP conduz a um efeito médio nas tarifas a
ser percebido pelos consumidores de 12,39%. Este efeito decorre: (i) do reajuste dos itens de custos
de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no Contrato de Concessão, para a formação da
Receita Requerida; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário
para compensação nos 12 meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no processo tarifário anterior, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento.
29. A Tabela 11 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a
variação entre os valores atuais e os estabelecidos neste processo tarifário, a contribuição de cada
item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da
concessionária.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação Participação

| DRA (R$) | DRP (R$) | Variação | no Reajuste na Receita |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 3.697.031.249 3.756.335.370 | 1,6% | 1,19% | 70,3% |  |
| Encargos Setoriais | 1.028.819.135 1.056.512.670 | 2,7% | 0,56% | 19,8% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.254.833 | 7.917.569 | 26,6% | 0,03% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 783.262.791 | 674.524.366 | -13,9% | -2,18% | 12,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 0 | 56.448.293 | - | 1,13% | 1,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 84.966.585 | - | 1,71% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 86.898.459 | 59.268.750 | -31,8% | -0,55% | 1,1% |
| PROINFA | 111.741.860 | 126.333.544 | 13,1% | 0,29% | 2,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 40.458.287 | 46.862.956 | 15,8% | 0,13% | 0,9% |
| ONS | 202.905 | 190.607 | -6,1% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 596.886.495 | 552.127.356 | -7,5% | -0,90% | 10,3% |
| Rede Básica | 376.164.754 | 356.680.768 | -5,2% | -0,39% | 6,7% |
| Rede Básica Fronteira | 97.441.172 | 93.801.405 | -3,7% | -0,07% | 1,8% |
| Rede Básica ONS (A2) | 517.748 | 526.140 | 1,6% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 43.582.295 | 38.182.121 | -12,4% | -0,11% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 59.054.467 | 45.995.020 | -22,1% | -0,26% | 0,9% |
| Conexão | 20.126.058 | 16.941.901 | -15,8% | -0,06% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.071.325.620 2.147.695.345 | 3,7% | 1,53% | 40,2% |  |
| PARCELA B | 1.282.773.837 1.588.367.689 | 23,82% | 6,14% | 29,7% |  |
| IRT | 4.979.805.087 5.344.703.060 | 7,33% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 131.914.179 | 2,47% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 526.006.323 | 9,86% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 67.133.792 | 1,26% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 91.242.213 | 1,71% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (6.511.132) | -0,12% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (46.047.247) | -0,86% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (66.123.462) | -1,24% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 491.606 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 230.810.045 | 4,33% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (4.300) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (199.866.017) | -3,75% |  |  |  |
| Neutralidade da Conta Covid | 6.993.229 | 0,13% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (9.025.570) | -0,17% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (97.171.362) | -1,82% |  |  |  |
| Reversão de créditos de PIS/Cofins | (143.557.106) | -2,69% |  |  |  |
| Financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica | (222.456.833) | -4,17% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,59%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,39%
30. Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A
contribuiu com 1,19%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 6,14%,
conforme exposto.
31. O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade
tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta
Tensão) e B (Baixa Tensão) estão apresentados na tabela abaixo:
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Fls. 10 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela 12. Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 4,41%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 16,74%
Efeito Médio AT+BT 12,39%
32. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) a elevação dos custos de energia (TE), incluindo a CVA
Energia e o financeiro da previsão do Risco Hidrológico, que afeta os consumidores cativos, de Baixa
Tensão; (ii) a retirada de financeiros negativos associados a conta Covid que, no caso da EDP SP, foi
constituída predominantemente, cerca de 60,1%, por itens de energia (TE); (iii) início do
recolhimento do encargo CDE Conta Covid, cuja arrecadação é realizada considerando componente
TE na mesma proporção dos benefícios concedidos, 60,1%; e (iv) a diminuição dos custos de rede
básica e conexão, decorrente do reperfilamento dos custos de RBSE, que beneficia mais fortemente
os consumidores livres.
2. Análise Parcela A
33. O total dos Encargos Setoriais variaram em 2,7% em relação ao processo tarifário
anterior, correspondendo ao efeito médio de 0,56%. Destaca-se que, a partir deste processo, foi
incluído o componente do Encargo CDE, denominado CDE – Conta Covid, relacionado ao pagamento
do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinado a receber
os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Com isso, os
efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TUSD e na TE, são de
1,13% e 1,71%, respectivamente.
34. Os Custos de Transporte variaram -7,5%, correspondendo ao efeito de -0,90%.
Destaca-se o reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados referente a
Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e nas novas
Receitas Anuais Permitidas (RAPs) das concessionárias de transmissão.
11

35. Explica-se que o reperfilamento da dívida em questão permitiu um menor
pagamento do saldo devedor da RBSE nos ciclos tarifários de 2021-22 e 2022-23, período em que
se espera uma pressão tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário 2023-24
até 2027-28, quando se encerra o pagamento.
11 A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos
ativos, conforme Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00)
de 18 de novembro de 2020, deve incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da
Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020. A diferença entre a
remuneração indicada e a remuneração até então aplicada por força de decisões judiciais liminares (IPCA),
as quais foram cassadas, resultou em passivo financeiro o qual foi incorporado aos custos de transmissão
para o período entre julho de 2020 até julho de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à RBSE, o
pagamento desse passivo é reduzido no período entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a
compensação nos anos subsequentes.
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Fls. 11 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
36. Os Custos de Compra de Energia variaram 3,7%, representando o efeito médio de
1,53% nas tarifas. Destaca-se a atualização dos preços dos contratos de energia no ambiente
regulado (CCEARs), que colaborou para o incremento observado, enquanto o preço e o montante
de energia de Itaipu contribuíram para reduzir o efeito geral.
37. A tabela e o gráfico abaixo detalham a variação dos montantes e do custo com
compra de energia em relação ao processo anterior, por tipo de contrato:
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.441.925 | 3.556.855 | 3,3% | 286,75 | 304,34 | 6,1% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.421.826 | 1.421.826 | 0,0% | 221,16 | 241,28 | 9,1% |
| Madeira e Belo Monte | 1.468.629 | 1.468.629 | 0,0% | 140,41 | 150,32 | 7,1% |
| Cota Angra I e Angra II | 392.055 | 378.079 | -3,6% | 269,75 | 249,64 | -7,5% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 2.409.131 | 2.390.223 | -0,8% | 114,73 | 122,65 | 6,9% |
| Itaipu | 2.063.727 | 1.956.276 | -5,2% | 355,55 | 345,79 | -2,7% |
| 12.356 | 12.356 | 0,0% | 234,88 | 293,26 | 24,9% |  |

Bilateral

Proinfa 194.768 187.359 -3,8% - - -
Sobra (-) / Exposição (+) (2.367.875) (2.333.603) -1,4% 234,45 242,66 3,5%
TOTAL 9.036.542 9.038.001 0,0% 229,22 237,63 3,7%
1,53%
1,11%
0,46%
0,34%
0,23%
0,01% 0,03%
-0,13%
-0,52%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia
3. Análise Parcela B
38. A atualização da Parcela B representou 6,14% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 24,86% no período de referência, descontada do
Fator X de 1,03%.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
39. No cálculo do Fator X de 1,03%, foram considerados os componentes Pd e T definidos
na última Revisão Tarifária da EDP SP, de 0,96% e 0,00%, respectivamente. Já o valor componente
Q do Fator X aplicado na atualização da Parcela B foi de 0,07%.
4. Análise dos Componentes Financeiros
40. Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
esses contribuíram com o efeito de 2,47% no atual reajuste tarifário da EDP SP.
41. Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, que contribuiu para o efeito de
9,86%, especialmente impactada pelo efeito do risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas (7,88%) e pelo efeito disponibilidade de CCEAR-D (+1,94%)12.
42. O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo
CVA em Processamento e dos Resultados de Mercado de Curto Prazo considerados neste processo
tarifário.
Mitigação dos efeitos tarifários
43. Conforme reportado no início desta Nota técnica, foram adotados mecanismos para
mitigar o aumento tarifário, com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor
elétrico. Tais mecanismos contribuíram substancialmente para a modicidade tarifária em 2021.
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010 e REN n.º 376/2009)
44. Trata-se de valores a serem revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução
41413, 37614,

Normativa nº de 9 de setembro de 2010 e Resolução Normativa nº de 25 de agosto de
2009. Referem-se aos recursos recebidos pela distribuidora, associados: (i) aos encerramentos
contratuais antecipados entre distribuidora e seus consumidores15 e aos créditos que, após 60
meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor16; e (ii) à rescisão de
Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER antes da data de início do período de
fornecimento em face da desistência do consumidor de retorno ao Ambiente de Contratação
regulada – ACR17.
12
De acordo com a Tabela I.5 do Anexo II, referente ao relatório de apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP, os
custos associados aos riscos hidrológicos de CCGFs, Itaipu e Usinas Repactuadas alcançaram valores aproximadamente
iguais a R$ 123,5 Milhões, 130,9 Milhões e 165,9 milhões, respectivamente. Por sua vez, o custo associado ao efeito
disponibilidade observado no período foi aproximadamente 103,7 milhões. Destaque-se que os custos em questão
foram atenuados pela reversão dos valores arrecadados pela conta bandeiras no período de apuração da CVA, cujo
montante alocado no presente processo tarifário (Energia, ESS e MCP) é de aproximadamente R$ 199,4 milhões.
13 Disponível em
14 Disponível em
15 §3º do Art. 70-A da REN nº 414/2010.
16 §7º do Art. 88 da REN nº 414/2010.
17 §2º do Art. 9º da REN nº 376/2009.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
45. Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular
nº 08/2021-SGT/ANEEL, a EDP SP informou o volume contabilizado até dezembro de 2020. Esses
valores foram atualizados até a data deste reajuste tarifário, contribuindo para a redução do efeito
de -0,17%. Cumpre ressaltar que os montantes informados pela Concessionária passarão por
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
Reversão Antecipada de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER
46. 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.
47. No entanto, com o intuito de mitigar a pressão tarifária em 2021, excepcionalmente
neste processo tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos
faturados entre a última revisão tarifária da Concessionária e a competência mais recente
disponível, conforme valores declarados pela Distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº
9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 6 de abril de 2021.
48. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro, que contribuiu com a
redução tarifária de -1,82%. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da Concessionária,
momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto
entre os valores de UDER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET,
e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à Distribuidora o pagamento de spread de 2,8% a.a.
aplicado ao montante antecipado.
Antecipação dos créditos de PIS/COFINS sobre ICMS
49. A EDP SP, por meio da Correspondência CT-EDP-SP-063/2021, 14 de outubro de 2021,
posteriormente retificada pela Correspondência CT-EDP-SP-064/2021, de 20 de outubro de 2021,
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ 143.557.106,49 decorrente de êxito da
ação judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS
cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. A EDP SP destaca que o pleito de devolução em
questão não representa renúncia ao fee por ela requerido, além disso requer que seja dado
tratamento com vistas a garantir a neutralidade com relação à variação de mercado no período de
referência.
50. Conforme indicado na Tabela 11, a antecipação proposta pela EDP representa
redução média de -2,69% nas tarifas.
51. Destaque-se que decisões relacionadas ao fee pleiteado pela Distribuidora e ao
cálculo de neutralidade dos valores devolvidos nos processos tarifários devem ser tomadas no
âmbito do processo associado à CP nº 005/2021, aberta especificamente para tratar de temas
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Fls. 14 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
relatos à devolução dos créditos tributários em tela.
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
52. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/202118, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
53. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit
acumulado pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das
receitas de bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:
(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas
e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
54. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado
pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para
as tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
55. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária
tem direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são
acrescentados ou subtraídos dos processos tarifários ordinários.
56. No processo da EDP SP, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a
referência de julho. Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da
CVA será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
57. Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado
pela distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez
hídrica, que contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
58. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e
CVA) e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica,
18 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >>
Resolução nº 3 da REG.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de
expurgar dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
59. Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos
custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez.
No processo tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela
Taxa Selic.
60. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da
Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente
processo tarifário, está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, de
aproximadamente R$ 222,46 milhões, dividido em componentes de Energia e ESS, que contribuem
para redução do efeito médio de 4,17%, conforme indicado na Tabela 10.
61. O Gráfico 2 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da Concessionária.
Encargos
Setoriais
Custo de
Transmissão 19,8%
10,3%
Custo de
Custo de Distribuição
29,7%
Energia
40,2%
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
62. O gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
Distribuidora com tributos, utilizando as alíquotas médias nominais, informadas pela própria
empresa, de 23,7% para o ICMS e 3,4% para o PIS e COFINS (total de 27,0% por dentro), o que
equivale a uma majoração de 37,0% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os
referidos tributos na sua base de cálculo.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
7,5% 14,4%
ICMS
23,7%
Custo de
Energia
29,3%
Tributos
27,0%
PIS/COFINS
Custo de
3,4%
Distribuição
21,7%
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
63. A título de informação, apresenta-se no gráfico 4 a evolução da tarifa B1-Residencial
da EDP SP no período de 2012 a 2021 (103,7%), comparada com a variação do IGP-M (131,2%) e
IPCA (77,2%) no mesmo período.
B1 - Residencial
IGPM
635,92
IPCA
561,53
546,11
525,73
500,57 487,30
433,41 402,99
397,50
348,94 367,78
312,22
304,94
285,86
Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2011-2021)
IV Subvenção CDE - Descontos Tarifários
64. A Tabela 14 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Distribuidora no
período de competência de outubro/2021 a setembro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados
no período de outubro/2020 a setembro/2021.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela 14. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 954.816 | 9.226.714 | 10.181.530 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 1.147 | 114.877 | 116.024 |
| Subsídio Distribuição | (8.634) | 178.095 | 169.461 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (20.150) | 740.336 | 720.186 |
| Subsídio Rural | (27.574) | 341.722 | 314.148 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (362) | 20.126 | 19.764 |
| Total | 899.244 | 10.621.870 | 11.521.114 |

V. DO FUNDAMENTO LEGAL
65. O inciso IV do artigo 15 da Lei n.º 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do
Anexo I do Decreto n.º 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n.º 9.427, de 26/12/2004, com a
redação dada pelo art. 9° da Lei n.º 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão n.º 202/1998.
VI. DA CONCLUSÃO
66. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 202/1998-ANEEL, no
que consta do Processo nº 48500.005020/2020-14 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da EDP SP, correspondendo a um efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 12,39% sendo de 4,41% em média para
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 16,74% em média para
aqueles conectados em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da EDP SP;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; e
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da
estrutura tarifária.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
VII. DA RECOMENDAÇÃO
67. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Especialista em Regulação Coordenador de Processo Tarifário de
Distribuição
(Assinado digitalmente)
RAQUEL GONÇALVES CARVALHO
Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
(*) Relação dos técnicos da SGT que participaram deste processo tarifário consta de tabela na página seguinte.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69

Fls. 19 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário
Nome Atividade
Leonardo de Araújo Técnico Responsável - Coordenador Adjunto – Processos
Aline de Oliveira Moura Técnico – Suporte TI
Francisco de Mattos Faé Coordenador – Processos Tarifários
Marcelo Hlebetz Coordenador Adjunto – Monitoramento e Metodologias
Otávio Henrique Galeazzi Franco Coordenador – Monitoramento e Metodologias
Geovane Anselmo Silveira Caputo Suporte – SAMP e Análise de Mercado
Diego Luís Brancher Coordenador Adjunto – Estrutura Tarifária e Mercado
Robson Kuhn Yatsu Coordenador – Estrutura Tarifária e Mercado
Raquel Gonçalves Carvalho Técnico – CVA
Vinícius Menezes Rodovalho Técnico – Descontratações (REN 711/2016)
André Valter Feil Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização
Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador – Encargos e Comercialização
Leonardo de Paiva Rodrigues Técnico – Rede Básica e Conexão
André Lucio Neves Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Denis Perez Januzzi Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição
ANEXO II - Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
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Fls. 20 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
ANEXO I
METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
I. OBJETIVO
1. Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de
distribuição de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão)
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à
prorrogação de sua vigência).
2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)19, os quais têm caráter normativo e consolidam
a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na
legislação setorial vigente.
3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com
as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:

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

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

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

| 4.1 | Conceitos Gerais | 1.0 | 28/03/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| 4.2 | CVA | 1.0 | 28/03/2016 |
| 4.3 | Sobrecontratação de Energia | 1.0 | 28/03/2016 |
| 4.4 | Demais Componentes Financeiros | 1.5 | 27/05/2019 |

Módulo 5 – Encargos setoriais

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

Módulo 6 – Demais Procedimentos

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

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

10.2 Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 1.2 23/03/2015
19 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 21 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA
4. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
5. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as
tarifas econômicas homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de
Referência", não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico,
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade.
6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica;
7. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de
capital eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia
elétrica.
8. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0
VPA1
9. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula
Sétima do Contrato de Concessão:
VPA + VPB x (IVI  X)
= 1 0
IRT
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze
meses anteriores ao reajuste em processamento;
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Fls. 22 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia
comprada em função do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior", e o "Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou
do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do
mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo,
a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
A. Definição do Período de Referência
10. O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses,
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste.
B. Cômputo da Receita Anual
11. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.
12.
C. Cômputo da Parcela A
13. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais;
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição
de energia elétrica e geração própria.
14. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
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Fls. 23 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
1. Encargos Setoriais
15. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos
processos tarifários são:
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
16. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783,
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em
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;
17. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo
tarifário incorpora os seguintes valores:
i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual,
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350,
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras
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Fls. 24 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da
CDE Conta-Covid.
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
18. Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET.
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
19. Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº.
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do
PRORET.
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
20. 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
21. Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008,
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento
de energia elétrica ao SIN.
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)
22. Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita
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Fls. 25 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos
percentuais de P&D e PEE.
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição
23. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e
Uso de Sistemas de Distribuição.
24. 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
25. 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.
26. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora,
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, valoradas
pelas tarifas vigentes homologadas em junho de cada ano.
b. Custo de Conexão
27. Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das
distribuidoras de energia elétrica.
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Fls. 26 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
28. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.
29. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução
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.
30. 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
31. Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de
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
32. Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras
Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as
partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de
demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
3. Compra de Energia
33. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
34. A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação
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".
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Fls. 27 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
35. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº
4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos
de compra de energia vigentes na data da revisão.
36. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas
a seguir:
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, conforme Decreto n° 7.246, de
28/07/2010; as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da
desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de
licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano.
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 nº 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 no Submódulo 12.6 do PRORET;
v)
Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para
o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12.6 do PRORET;
vi)
Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
vii)
Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e
Potência, realizado em 25/11/2015;
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Fls. 28 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
viii)
Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº
9.074, de 7/7/1995, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004;

ix) Suprimento: refere-se à energia comercializada entre
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é
estabelecida pela ANEEL;
x)
Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto.
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida
37. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na
distribuição e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A
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.
38. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não
técnicas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas
representam o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos
processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não
técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia,
erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, dentre outros.
39. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de
distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas
Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica20.
40. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os
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.
20 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada
acessante da referida instalação.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
b. Valoração da Compra de Energia
41. O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais,
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
42. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos
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.
43. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
déficits21
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou considerando o período de
referência em questão.
44. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos
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.
45. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.
D. Cômputo da Parcela B
46. O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que
estabelece que o Valor da Parcela "B", VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado
de Referência", não incluindo o ICMS;
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
47. Já o valor da Parcela "B" (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é
calculado da seguinte forma:
21 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida,
ambos relativos ao período de referência.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
VPB1 = VPB0 x (IGPM – X)
onde:
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas,
ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o
do mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice
sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
48. O Fator X22 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o
equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir
essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
49. O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de
energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das
unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das
distribuidoras
50. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2 – Custos Operacionais do PRORET.
51. Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da
qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o
comportamento de indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados
indicadores dos serviços técnicos e comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes
indicadores e o atendimento aos padrões estabelecidos pela ANEEL.
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico
52. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e
22 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramPRORET23.
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do
53. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste
tarifário anual são:
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais
54. Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os
respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC.
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
55. Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária
anual são atualizados pela Selic24.
➢ 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.
23
Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

24 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002,
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à
data do reajuste.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.
56. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n°
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de
juros SELIC verificada.
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia
57. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET25, aprovado
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia
58. Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou
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.
6. Demais Componentes Financeiros
59. Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário.
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
60. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
61. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras
são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual
foi criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
62. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária
vigente.
25
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Fls. 33 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
63. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET,
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
64. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes
sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
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.
65. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos
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.
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Fls. 34 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Anexo II – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
1. O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do
PRORET26.
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 6,15%. 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 12,82%
e está detalhado no gráfico a seguir:
26 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.
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Fls. 35 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 3,74% 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
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.
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Fls. 36 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
R$35
Milhões
R$30
R$25
R$20
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$10
Milhões
R$8
R$6
R$4
R$2
R$0
-R$2
-R$4
-R$6

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
8. Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor
de R$ -105.829,85, o que representou uma redução no impacto da CVA de 0,002%.
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Fls. 37 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
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.
Milhões
400 374 120
350 100
318
300 286 80
255
245

250 229 237 229 229 233 229 229 229 229 229 229 60
215 213 220

206 206 206 205 208
191 192
200 40
150 20
100 -
50 (20)
0 (40)
jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21 jun-21 jul-21
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
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Fls. 38 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
11. A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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Fls. 39 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 9,86% pode ser segregado para
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão
detalhados no gráfico a seguir a seguir.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
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Fls. 40 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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
15. Assim, do efeito da CVA Energia de 9,86%, destacam-se os seguintes pontos:
• 7,98% de efeito de risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas e efeito
disponibilidade de CCEAR-D.
• 0,73% de impacto da diferença entre o preço de Itaipu e a cobertura concedida.
Glosa de Energia
16. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
17. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
seguintes resultados:
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora
entre 01/08/2020 e 01/07/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em
R$ -68.517.479,26 a preços de outubro/2021.
•
Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 975.647,7 MWh, que representa
10,94% do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo
considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante
definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor recalculado com o montante de
exposições/sobrecontratações involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste
processo tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2022.
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação
do ano civil de 2019 e 2020.
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado
financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ 1.100.605,73.
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Fls. 42 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
•
Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das
recontabilizações, é de R$ -66.123.461,95, já atualizado para preços de outubro/2021, com
impacto de -1,24% no reajuste das tarifas.
18. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
1.200
1.000
800
GWh 600
400
200
0
ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21 jun-21 jul-21

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
19. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro
no mercado de curto prazo 27 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
27 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com
base na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço
e tarifa média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço
Médio dos contratos (Pmix).
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Fls. 43 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
20 700
MILHÕES
R$/MWH
10 600
R$ 15,7 R$ 9,5 R$ 14,5
R$ 6,2 R$ 7,4

0 -R$ 3,2 -R$ 0,4 R$ 0,9 R$ 2,1 500
R$ -R$ 6,3
-R$ 17,8
-10 400
-20 300
-30 -R$ 59,9 200
-40 100
-50 0
-60 -100
-70 -200
ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20 jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21 jun/21 jul/21

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Conta Bandeira
20. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e "ESS" da Conta
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação.
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Fls. 44 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão
de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira
21. Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas foi de 5,71%.
22. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual,
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 7,58%28.
28 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas.
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Fls. 45 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021.
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
23. Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação,
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o
limite de sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de agosto de 2020 a agosto
de 2021, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 7,90%.
DOCUMENTO Superintendência ASSINADO DIGITALMENTE de Gestão POR: Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
DAVI ANTUNES LIMA, RAQUEL GONCALVES CARVALHO, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA