REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3002/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece a receita fixa para o ano de 2022, relativa à geração de energia das Centrais de Geração Nucleoelétricas Angra 1 e 2; e fixa a tarifa relativa à energia proveniente das geradoras.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005201/2021-21
INTERESSADO: Eletrobras Termonuclear S.A. - Eletronuclear.
RELATOR: Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Estabelecimento da tarifa e da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração
Angra 1 e 2, a vigorar a partir de 1º de janeiro de 2022.
I – RELATÓRIO
1. De acordo com o disposto na Lei nº 12.111, de 2009, o pagamento decorrente da geração
da energia das usinas Angra 1 e Angra 2 deve ser rateado entre todas as concessionárias, permissionárias
ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional – SIN e sua receita
decorre de tarifa calculada e homologada anualmente pela ANEEL.
2. A metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração
Nucleoelétricas Angra 1 e 2, pertencentes à Eletronuclear, foi publicada na Resolução Normativa (REN) nº

838, de 18 de dezembro de 2018, que aprovou o Submódulo 6.7
dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.
3. Conforme o PRORET, a receita de venda da energia elétrica das Centrais
de Geração Angra 1 e 2 deve ser calculada com periodicidade anual, sendo definido um ciclo de revisões
tarifárias periódicas a cada cinco anos, a partir de 1º de janeiro de 2019. Nos demais anos, é realizado
reajuste tarifário.
4. A Resolução Homologatória (REH) nº 2.821, de 15 de dezembro de 2020, estabeleceu a
tarifa e a receita de venda dessas usinas para o ano de 2021.
5. Em 15 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº 231/2021-SGT/ANEEL1,
a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT solicitou informações à Eletrobras Termonuclear S.A. -
Eletronuclear para subsidiar esse processo de reajuste.
6. Porém, apesar de o processo tarifário de 2021 tratar de um Reajuste Tarifário Anual, o
Submódulo 6.7 do PRORET prevê que sejam reconhecidos os investimentos realizados pela Eletronuclear
nas usinas de Angra 1 e 2 desde a última Revisão Tarifária até o presente ano, como uma forma de
equilibrar a transição entre a mudança do período de revisão de 3 anos para 5 anos. Assim, em 25 de
1 Documento n° 48581.001618/2021-00.

outubro de 2021, por meio do Ofício nº 235/2021-SGT-SFF/ANEEL2,
a SGT e a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF solicitaram à Eletronuclear
informações de investimentos a serem reconhecidos no processo tarifário de 2021, o que foi respondido3
entre os meses de outubro e dezembro de 2021.
232/2021-SGT/ANEEL4,
7. Em 18 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº a SGT solicitou ao
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS informação acerca do valor da contribuição associativa paga
ao ONS referente e essas centrais geradoras, o que foi respondido em 03 de dezembro de 20215.
8. Em 25 de outubro de 2021, na 42ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2021, o processo
foi a mim distribuído.
9. Em 7 de dezembro de 2021, por meio do Memorando nº 382/2021-SFF/ANEEL6, a SFF
encaminhou à SGT a avaliação da base incremental dos ativos imobilizados entre 1º de janeiro de 2018 a
30 de junho de 2021, conforme previsto no Submódulo 6.7 do PRORET. E nessa mesma data, por meio da
Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL7, a SFF encaminhou os valores validados de faturamento e
pagamento realizados pela Eletronuclear quanto à aquisição de combustível nuclear no ano de 2021.
10. Em 8 de dezembro de 2021, por meio da Nota Técnica nº 291/2021-SGT/ANEEL, a SGT
instruiu o processo de alocação de energia de Angra 1 e 2 às distribuidoras cotistas no ano de 2022.
11. Ainda em 8 de dezembro de 2021, promovi uma reunião com representantes da
Eletronuclear, da SGT e da SFF, por meio da qual busquei compreender melhor algumas questões
referentes ao fundo de descomissionamento e aos custos de combustível.
12. Em 10 de dezembro de 2020 foi emitida a Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL8, com o
cálculo da tarifa e da receita de venda das centrais de geração Angra 1 e 2, a vigorar a partir de 1º de
janeiro de 2022.
II – FUNDAMENTAÇÃO
13. No Reajuste Tarifário Anual, a Receita Fixa das Centrais de Geração Angra 1 e 2 é obtida
pela soma das Parcela A, Parcela B, Parcela de Ajuste e dispêndio com PIS/Cofins.
2 Documento nº 48581.001663/2021-00.
3 Cartas ACM.O-007/21, de 29 de outubro de 2021, ACM.O-008/21, de 12 de novembro de 2021, ACM.O-009/21, de 23 de
novembro de 2021, ACM.O-010/21, de 02 de dezembro de 2021, e ACM.O-011/21, de 03 de dezembro de 2021 (Documentos
n° 48513.029739/2021-00, 48513.031158/2021-00, 48513.031943/2021-00, 48513.032796/2021-00 e 48513.032796/202100).
4 Documento nº 48581.001625/2021-00.
5
Carta CTA-ONS DTA/SA 2.619/2021 (Documento nº 48513.032903/2021-00).
6 Documento nº 48536.004784/2021-00.
7 Documento nº 48536.004783/2021-00.
8 Documento n° 48513.002011/2021-00.

14. No processo de revisão tarifária da Eletronuclear que ocorreu em 2018, discutida na
Audiência Pública (atualmente denominada de Consulta Pública) nº 48/2018, foi definido que as revisões
passariam a ocorrer a cada 5 anos, sendo a próxima revisão em 2023. Com essa alteração de 3 para 5
anos, no âmbito dessa audiência pública foi incorporado no Submódulo 6.7 do PRORET uma
excepcionalidade no processo de reajuste tarifário de 2021, para considerar a base incremental dos ativos
imobilizados entre 1º de janeiro de 2018 a 30 de junho de 2021.
15. Com base nas informações prestadas pela Eletronuclear, a SFF informou para a SGT os
valores provisórios da Base de Remuneração Regulatória (BRR) referente ao período de 2018 a junho de
2021, e a SGT calculou a remuneração de capital e a quota de reintegração regulatória a vigorar no cálculo
da receita fixa para os anos 2022 e 2023.
16. Assim, proponho que a validação definitiva da BRR tenha os seus efeitos considerados no
processo de revisão de 2023, quando será definida a receita de 2024, quando a parcela B será revista na
integralidade após submissão à participação pública. Nesse momento a ANEEL verificará eventual
divergência entre os valores provisórios da remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória
que vigorarão em 2022 e 2023 e os valores que deveriam vigorar com base na BRR definitiva, e
determinará os possíveis ajustes financeiros reconhecidos na receita de 2024.
17. Ressalto, contudo, que a parcela de custos operacionais, por não ser objeto de revisão
neste processo, teve o seu valor reajustado pelo IPCA conforme regra prevista no Submódulo 6.7 do
PRORET para os processos de reajuste.
18. Com isso, a Parcela B obtida foi de R$ 2.346.948.575,03, composta: i) pelos custos
operacionais de R$ 1.101.847.242,57; ii) pela remuneração de capital de R$ 663.145.261,03; e
iii) pela quota de reintegração regulatória de R$ 581.956.071,44.
19. Já a Parcela A é composta pela soma dos seguintes itens: (i) custos de transporte (rede de
distribuição, rede básica e Conexões); (ii) encargos setoriais; (iii) fundo de descomissionamento e; (iv)
custo de combustível nuclear.
20. Em relação aos custos de Rede Básica e Conexões, foram consideradas as Tarifas de Uso
dos Sistemas de Transmissão – TUST e os encargos de conexão definidos nas Resoluções Homologatórias
nº 2.958 e 2.959, de 2021, respectivamente. Além disso, foram considerados os Montantes de uso do
Sistema de Transmissão – MUST vigentes no Termo Aditivo nº 7 ao CUST nº 89/2002. O custo com conexão
e uso dos sistemas de transmissão resultaram em cobertura tarifária de R$ 149.299.446,55.
21. Para o cálculo dos custos com o uso do sistema de distribuição foram aplicadas as Tarifas
de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD definidas na REH nº 2.836/2021, os Montantes de Uso do
Sistema de Distribuição – MUSD vigentes no CUSD assinado entre Eletronuclear e Enel Distribuição Rio –
ENEL RJ e os dados de medição de energia elétrica encaminhados pela Eletronuclear, o que totalizou
R$ 38.451.888,04.
22. Os encargos setoriais somam R$ 104.724.165,11 e são compostos pela: i) TFSEE, definida
no âmbito do próprio processo tarifário com a aplicação da alíquota regulatória de 0,4% sobre a parcela
B; ii) RGR, definida no Despacho nº 2.437, de 12/08/2021; e iii) Contribuição associativa do ONS.

23. Quanto ao fundo de descomissionamento, a Eletronuclear informou que o novo Plano
Preliminar de Descomissionamento foi submetido à Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), e que
os valores estimados tiveram um salto dos atuais US$ 1.309.504.820,00 para US$ 1.645.558.966,20.
24. A cobertura definida para a composição desse fundo em 2022 considera a nova estimativa
de recursos necessários para o descomissionamento das usinas e sua vida útil remanescente, a cobertura
tarifária concedida anteriormente, o retorno de 2% a.a. até o prazo final estimado e o valor médio da taxa
de câmbio de R$ 4,81 referente ao período de 2019 a 2021, conforme procedimentos estabelecidos no
Submódulo 6.7 do PRORET. Com isso, a cobertura para 2022 é de R$ 373.151.190,56.
25. Quanto a esse ponto, busquei compreender por qual razão o fundo de
descomissionamento teve um incremento de custo tão significativo. As áreas técnicas e a Eletronuclear
esclareceram que há necessidade de se compor o total de recursos necessários para a completa
desmobilização das instalações industriais considerando a atual data de término da outorga de ambas as
usinas, sendo o caso mais premente o de Angra 1, que deveria ser descomissionada já em 2024. Os
estudos mais recentes consideram o cenário mais adequado à realidade das usinas brasileiras.
26. A CNEN, por meio da Norma CNEN 9.019, estabelece a obrigatoriedade de desenvolvimento
por parte do operador das unidades de geração nuclear de um Plano Preliminar de Descomissionamento
(PPD) que determine as bases das atividades de descomissionamento das Usinas Nucleares no Brasil. O
artigo 16 da referida norma define uma periodicidade máxima de cinco anos para atualização do
orçamento de custos para desmobilização e descomissionamento das Usinas Nucleares no Brasil, ou
sempre que ocorra mudança de estratégia de descomissionamento ou revisões significativas no Plano
Preliminar ou Final de Descomissionamento.
27. Em 2019 o quadro diretivo da Eletronuclear aprovou novo relatório. O custo total estimado
no referido relatório, intitulado "CNAAA Preliminary Decommissioning Plan" é uma composição entre o
custo que está contido em seu Anexo 1 ("Preliminary Decommissioning Cost Estimate – PDCE"- CNAAA),
que não contempla o custo de transição, e o custo apresentando no Anexo 2 intitulado "Cálculo Preliminar
do custo do Período de Transição do desligamento permanente ao período de "estado seguro" (safe
storage) das usinas nucleares de Angra 1, Angra 2 e Angra 3", que não estava contemplado no relatório
anterior.
28. O Período de Transição, conforme definição do relatório elaborado, envolve a transição do
estado operacional para o estado de descomissionamento da usina. São realizadas atividades específicas
com o objetivo de colocar a planta em condições seguras até que o desmantelamento efetivo do sítio seja
iniciado. A estratégia definida para a as Usinas de Angra 1 e 2 foi de uma desmobilização deferida, ou seja,
o efetivo desmantelamento das usinas será realizado no mesmo momento, de modo que a Usinas de
Angra 1 passará pelo período de transição e ficará pronta até que a Unidade 2 finalize sua operação e
então se inicie o desmantelamento efetivo das duas unidades.
29. A gestão dos recursos para Descomissionamento consiste em estabelecer uma estimativa
de gastos necessários a arcar com as atividades a serem realizadas e depositar gradativamente recursos
9 http://appasp.cnen.gov.br/seguranca/normas/pdf/Nrm901.pdf

em um fundo financeiro, de modo que ao final da vida operacional da instalação, o fundo financeiro
contenha saldo no mínimo igual às necessidades a atender.
30. A operadora da usina ou a organização gestora oficialmente estabelecida deve garantir a
gestão adequada de recursos financeiros destinados ao seu Descomissionamento, de modo que ao final
da vida útil estejam disponíveis para arcar com os custos necessários. Constata-se que a Eletrobrás é a
titular e gestora do Fundo Financeiro, conforme determinado no artigo 5º - I da Resolução CNPE 08/2002
de 17 de setembro de 2002. Assim, a captação de recursos é realizada por meio da receita dessas usinas
e homologada anualmente pela ANEEL nos processos de reajuste tarifário.
31. Porém, também pesei a informação de que já existe tratativas da Eletronuclear com a CNEN
e o Poder Concedente para fins da extensão da vida útil e da outorga da usina de Angra 1 por mais 20
anos, como é prática usual no setor de geração nuclear. Nesse contexto, trago a reflexão de que com a
prorrogação da outorga, haverá mais tempo hábil para a integralização desse fundo de forma mais
gradual, evitando com isso repasse imediato de todo o seu custo à tarifa dos consumidores.
32. Assim, ainda que eu concorde que a Eletronuclear deve atender à exigência de composição
do fundo conforme apontado pela CNEN, entendo que há espaço para que a ANEEL estreite o diálogo com
a CNEN, a Eletronuclear e os demais atores envolvidos na exploração da atividade de geração nuclear, no
intuito de se aprimorar o processo de definição tarifária para os próximos anos.
33. Quanto ao custo de combustível nuclear, foi adotada a estimativa dos valores
correspondentes aos eventos anuais programados contratualmente com a Indústrias Nucleares do Brasil
– INB no cronograma das recargas de Angra 1 e Angra 2, conforme Submódulo 6.7 do PRORET, totalizando
R$ 1.137.019.000,00.
34. Quanto aos componentes financeiros, as Parcelas de Ajuste foram calculadas
considerando, em regime de competência, a cobertura tarifária mensal concedida no ano
de 2021 e os valores mensais pagos referentes aos custos de rede de distribuição, rede básica, conexão e
encargos setoriais (RGR e TFSEE).
35. Também foi apurada pelas áreas técnicas a Parcela de Ajuste associada à aquisição do
combustível nuclear no ano de 2021. Foi considerada a diferença entre a cobertura tarifária concedida no
processo anterior e os pagamentos efetivamente realizados pela empresa de acordo com os valores
validados pela SFF. Foram considerados também os valores das faturas apresentadas ainda pendentes do
pagamento. Neste caso a validação dos pagamentos deverá ocorrer no processo tarifário subsequente.
Não foram considerados os pagamentos previstos informados pela Eletronuclear em que ainda faltam
comprovações de faturamento e de pagamentos.
36. Assim, a Parcela de Ajuste da Eletronuclear resulta em um valor positivo de
R$ 98.741.134,71, conforme Tabela 1.
Tabela 1: Parcelas de Ajuste
Componente Parcela de Ajuste (R$)
Conexão e uso do sistema de transmissão 8.211.048,54

Componente Parcela de Ajuste (R$)
Conexão e uso do sistema de distribuição 6.681.494,97
Combustível nuclear 88.637.017,54
Encargos setoriais -4.788.426,34
TOTAL 98.741.134,71
Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL.
37. Considerando os cálculos consolidados pela SGT apresento na Tabela 1 o comparativo
entre os valores propostos para a receita fixa para o ano de 2022 e aqueles que vigoraram em 2021.
Tabela 2 – Resultado do Reajuste da Receita Fixa de Angra 1 e 2
Variação Contribuição no
Receita Fixa 2021 Receita Fixa 2022
Descrição reajuste da receita
(R$) (R$)
(%) (%)

| 1. PARCELA A | 1.291.866.399,98 | 1.802.645.690,26 | 39,54% | 14,92% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| TFSEE | 8.505.206,20 | 9.387.794,30 | 10,38% | 0,03% |
| ONS | 258.992,52 | 144.359,04 | -44,26% | 0,00% |
| RGR | 104.429.966,78 | 95.192.011,77 | -8,85% | -0,27% |
| Custo de Transporte | 164.220.896,72 | 187.751.334,59 | 14,33% | 0,69% |
| Custo de Combustível | 827.670.000,00 | 1.137.019.000,00 | 37,38% | 9,03% |
| Fundo de Descomissionamento | 186.781.337,77 | 373.151.190,56 | 99,78% | 5,44% |
| 2. PARCELA B | 2.126.301.549,94 | 2.346.948.575,03 | 10,38% | 6,44% |
| Custos Operacionais | 994.999.240,14 | 1.101.847.242,57 | 10,74% | 3,12% |
| Remuneração de Capital | 627.928.426,60 | 663.145.261,03 | 5,61% | 1,03% |
| Quota de Reintegração Regulatória | 503.373.883,20 | 581.956.071,44 | 15,61% | 2,29% |
| 3. PARCELA A + PARCELA B | 3.418.167.949,92 | 4.149.594.265,30 | 21,40% | 21,36% |
| 4. PARCELA DE AJUSTE | - 310.433.830,27 | 98.741.134,71 -131,81% | 11,95% |  |
| Parcela de Ajuste - Transporte, RGR e TFSEE - | 6.504.528,47 | 10.104.117,17 -255,34% | 0,48% |  |
| Parcela de Ajuste - Combustível | - 303.929.301,80 | 88.637.017,54 -129,16% | 11,46% |  |
| 5. PIS/COFINS | 316.766.287,68 | 423.991.295,18 | 33,85% | 3,13% |
| 6. RECEITA FIXA | 3.424.500.407,32 | 4.672.326.695,19 | 36,44% | 36,44% |

Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL.

38. A variação da parcela B foi de 10,38% e decorre do reajuste dos custos operacionais pelo
IPCA e da definição da remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória com base na BRR
reconhecida neste processo conforme previsto no Submódulo 6.7 do PRORET. Com isso, a parcela B tem
uma contribuição no reajuste da receita de 6,44%.
39. Já a parcela A tem uma contribuição no reajuste da receita de 14,92% e foi impactada
principalmente pelo do custo de combustível e do fundo de descomissionamento com participação no
reajuste de 9,03% e 5,44% respectivamente. A composição dessa parcela para o ano de 2022 é
apresentada na Figura 1.
Figura 1: Composição da Parcela A
Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL
40. A parcela de ajuste apresentou um impacto positivo na receita de 11,95%, sendo que a
parcela de ajuste da cobertura de combustível concedida no último processo tem participação no reajuste
da receita fixa de 2022 de 11,46%. Destaco aqui que a parcela de ajuste incluída último processo foi o
principal item que contribuiu para que receita fixa de 2021 tivesse redução de 8,10%.
41. Assim, apresento a composição da receita de venda de Angra 1 e 2 na Figura 2 a seguir.
Figura 2: Composição da receita de Angra 1 e 2
Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL.

42. Assim, a Receita Fixa anual de venda de energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2
para o ano de 2022 é de R$ 4.672.326.695,19, o que resulta em uma tarifa de R$ 349,15/MWh. Isso
representa um reajuste da tarifa de 39,86%10 e um impacto médio estimado nos processos tarifários das
distribuidoras cotistas de Angra 1 e 2 de 0,75% para o ano de 2022.
III – DIREITO
43. Aplica-se a este processo o disposto no artigo 11 e no § 2°do Art. 12 da Lei nº 12.111, de 9
de dezembro de 2009, e o Submódulo 6.7 do PRORET, aprovado pela Resolução Normativa nº 838, de 18
de dezembro de 2018.
IV – DISPOSITIVO
44. Pelo exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.005201/2021-21, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, para aprovação da Receita Fixa de
R$ 4.672.326.695,19 (quatro bilhões, seiscentos e setenta e dois milhões, trezentos e vinte e seis mil,
seiscentos e noventa e cinco reais e dezenove centavos) para o ano de 2022, o que resulta na tarifa de R$
349,15/MWh (trezentos e quarenta e nove reais e quinze centavos por megawatt hora).
Brasília, 14 de dezembro de 2021.
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
10 A tarifa resulta da divisão da receita pelo montante de energia em MWh. Esse montante é definido no processo de alocação
anual de energia de Angra 1 e 2 para as distribuidoras. A diferença do montante de energia definido para 2022 em relação ao
valor de 2021 que justifica que o efeito tarifário para 2022 ser diferente da variação da receita.