REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3002/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
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

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Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL
Em 10 de dezembro de 2021.
Processo: 48500.005201/2021-21
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 - DO OBJETIVO
1. A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar a proposta de reajuste da Receita de
Venda da energia elétrica proveniente das centrais de geração Angra 1 e 2, pertencentes à Eletrobras
Termonuclear S.A. – Eletronuclear e fixar tarifa a vigorarem a partir de 1º de janeiro de 2022.
II - DOS FATOS
2. O Decreto nº 4.550, de 27 de dezembro de 2002, regulamentou a comercialização de
energia da Eletronuclear. Resumidamente, a Eletronuclear venderia a totalidade de sua energia à Furnas
Centrais Elétricas, sob condições contratuais aprovadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,
e o preço seria o fixado no instrumento de delegação, que ainda deveria conter as regras de revisão e
reajuste. Adicionalmente, caberia à ANEEL considerar no estabelecimento das tarifas de Furnas o custo
da energia comprada da Eletronuclear.
3. A Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, alterou a regulamentação referente
à comercialização da energia proveniente da Eletronuclear, estabelecendo nova metodologia para cálculo
da tarifa entre Furnas e Eletronuclear com vigência a partir de dezembro de 2009. Foi definido, ainda,
que a energia seria comercializada por meio de quotas a partir de janeiro de 2013.
4. Ainda, a Lei estabeleceu, em seu art. 11, que a partir de 1º de janeiro de 2013 o pagamento
à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 seria rateado entre todas as
concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado
Nacional – SIN.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
5. Por meio da Resolução Normativa ANEEL (REN) nº 529, de 21 de dezembro de 2012,
foi aprovada a primeira versão do Submódulo 6.7 do Procedimento de Regulação Tarifária (PRORET) com
a metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica proveniente das centrais geradoras
Angra 1 e 2, a vigorar a partir do ano 2013.
6. A REN nº 838, de 18 de dezembro de 2018, aprovou a atual versão do Submódulo 6.7
do PRORET, o qual estabeleceu os procedimentos para cálculo da receita de venda da energia elétrica das
Centrais de Geração Angra 1 e 2.
7. A Resolução Homologatória ANEEL (REH) nº 2.821, de 15 de dezembro de 2020,
estabeleceu a tarifa e a receita de venda das Centrais de Geração Angra 1 e 2 para o ano de 2021.
8. Em 15 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº 231/2021-SGT/ANEEL1, a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT solicitou informações à Eletronuclear para subsidiar o
processo de reajuste da receita de venda de Angra 1 e 2.
9. Apesar deste processo tarifário de 2021 tratar de um Reajuste Tarifário Anual, foi previsto
no Submódulo 6.7 do PRORET que fossem reconhecidos os investimentos realizados pela Eletronuclear
nas usinas de Angra 1 e 2 desde a última Revisão Tarifária em 2018 até o presente ano, como uma forma
de equilibrar a transição entre a mudança do período de revisão de 3 anos para 5 anos. Sendo assim, por
meio do Ofício nº 235/2021-SGT-SFF/ANEEL2, de 25 de outubro de 2021, foi encaminhado ofício
complementar específico para solicitar as informações de investimentos a serem reconhecidos no
processo tarifário realizado em 2021.
10. A Eletronuclear encaminhou à ANEEL as cartas ACM.O-007/213, de 29 de outubro de 2021,
ACM.O-008/214, de 12 de novembro de 2021, ACM.O-009/215, de 23 de novembro de 2021, ACM.O010/216, de 02 de dezembro de 2021, e ACM.O-011/217, de 03 de dezembro de 2021, contendo as
informações solicitadas pela SGT e pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.
1 SIC nº 48581.001618/2021-00.
2 SIC nº 48581.001663/2021-00.
3 SIC nº 48513.029739/2021-00.
4 SIC nº 48513.031158/2021-00.
5 SIC nº 48513.031943/2021-00.
6 SIC nº 48513.032796/2021-00.
7 SIC nº 48513.032928/2021-00.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
11. Em 18 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº 232/2021-SGT/ANEEL8, a SGT solicitou
informação ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS acerca do valor da contribuição associativa
paga ao ONS pelas centrais geradoras Angra 1 e 2. Essa informação foi recebida através da Carta CTA-ONS
2.619/20219,
DTA/SA de 03 de dezembro de 2021.
12. Por meio do Despacho nº 3.364, de 26 de outubro de 2021, foi dado provimento ao pedido
de reconsideração interposto pela Eletronuclear em face da REH nº 2.821 de 2020, que aprovou a receita
de Angra 1 e 2 para o ano de 2021.
13. Por meio da Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL10, de 07 de dezembro de 2021,
SFF encaminhou os valores validados de faturamento e pagamento realizados pela Eletronuclear quanto
à aquisição de combustível nuclear no ano de 2021.
14. Por meio do Memorando nº 382/2021-SFF/ANEEL11, de 07 de dezembro de 2021,
a SFF encaminhou 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.
15. Por meio da Nota Técnica nº 291/2021-SGT/ANEEL, 08 de dezembro de 2021, foi instruído
o processo de alocação de energia de Angra 1 e 2 às distribuidoras cotistas no ano de 2022.
III - DA ANÁLISE
III.1 – Metodologia de reajuste da Receita Fixa de Venda das Centrais de Geração de Angra 1 e 2
16. De acordo com o Submódulo 6.7 do PRORET, aprovado pela REN nº 838/2018,
a Receita Fixa (RF) das Centrais de Geração Angra 1 e 2 é obtida conforme a expressão descrita a seguir.
8 SIC nº 48581.001625/2021-00.
9 SIC nº 48513.032903/2021-00.
10 SIC nº 48536.004783/2021-00.
11 SIC nº 48536.004784/2021-00.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
onde:
VPA: Valor da Parcela A, R$;
VPB0: Valor da Parcela B no procedimento tarifário anterior, R$; e
IA: relação obtida da divisão dos índices do IPCA, do IBGE, do segundo mês anterior à data do reajuste em
processamento e o do segundo mês anterior à data do procedimento tarifário do ano anterior;
PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público,
PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins; e
PAi: Parcela de ajuste relativo ao custo i associados a Angra 1 e 2, em R$, relativos aos 12 meses anteriores
ao processo de reajuste.
17. Conforme estabelecido no Submódulo 6.7 do PRORET, a Parcela A é composta pela soma
dos componentes apresentados a seguir e seu valor é calculado observando as condições vigentes na data
de processamento do reajuste da receita.
onde:
VPA: Valor da Parcela A associado a Angra 1 e 2, R$;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão associado a Angra 1 e 2, R$;
CD: Custo com conexão e uso dos sistemas de distribuição associado a Angra 1 e 2, R$;
CC: Custo de Combustível Nuclear associado a Angra 1 e 2, R$;
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica associado a Angra 1 e 2, R$; e
FD: Fundo de Descomissionamento associado a Angra 1 e 2, R$.
18. O Fundo de Descomissionamento é a cobertura dada para a composição de fundo
financeiro necessário para o desmantelamento das Centrais de Geração após o seu desligamento.
A parcela de receita associada à composição do fundo de descomissionamento é dada pela expressão a
seguir.
onde:
FD: Parcela de receita associada à composição do fundo de descomissionamento, R$;
Laudo: Valor total estimado para o descomissionamento das usinas Angra 1 e 2, conforme laudo mais recente
aprovado pela CNEN, R$;
FDA: Somatório da cobertura tarifária concedida anteriormente para composição do fundo de
descomissionamento atualizada pela taxa Selic para a data do processo de reajuste ou revisão da receita, R$;
i: Estimativa de crescimento do custo de descomissionamento estimado em 2% a.a.;
n: Vida útil remanescente média estimada das Centrais de Geração de Angra 1 e 2.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
19. Quando houver diferença nos valores dos itens de custo da Parcela A, deverão ser
consideradas Parcelas de Ajuste que serão calculadas conforme expressão a seguir.
onde:
PA_i: Parcela de ajuste relativo ao custo i associados à Angra 1 e 2, em R$, relativos aos 12 meses anteriores
ao processo tarifário;
CustoDevido_im: Custo do item i no mês m associado à Angra 1 e 2 homologado e fiscalizado pela ANEEL, R$;
CustoConsiderado_im: Custo do item i no mês m, considerado na Receita de Venda, em R$;
IPCAReajuste: Número índice do IPCA relativo ao mês anterior ao mês de vigência da Receita de Venda
IPCAmês m: Número índice do IPCA relativo ao mês m;
i: Uso e Conexão ao Sistema de Transmissão, Uso e Conexão ao Sistema de Distribuição, RGR e TFSEE.
III.2 – Custos com conexão e uso do sistema de transmissão
20. Os custos com o uso dos sistemas de transmissão referem-se aos valores pagos
às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS,
para acesso à rede de transmissão do SIN. Para fins de cálculo desse custo associado a Angra 1 e 2, foram
utilizadas as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST definidas na REH nº 2.958/2021, e os
Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST vigentes no Termo Aditivo nº 07 ao CUST
nº 089/2002.
21. O custo de conexão ao sistema de transmissão refere-se ao uso exclusivo das Demais
Instalações de Transmissão – DIT não integrantes da Rede Básica e pertencentes às transmissoras.
Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e para o ciclo vigente foram homologados por meio da REH
nº 2.959/2021.
22. O custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão de Angra 1 e 2 para o ano de 2021
foi calculado em R$ 149.299.466,55 conforme detalhamento apresentando na Tabela 1.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
Tabela 1: Custos com conexão e uso do sistema de transmissão

MUST (MW) Tarifa (R$/kW) EUST Anual (R$)
Central Geradora

(a) (b) (c)=(a)*(b)
Angra 1 625 6,287 47.152.500,00
Angra 2 6,287
1.307 98.605.308,00
Transmissora Encargo de conexão (R$)
FURNAS 3.541.638,55
TOTAL (R$)
149.299.466,55
23. Nos custos com conexão e uso dos sistemas de transmissão da receita do ano de 2021
foram considerados os valores publicados nas REH nº 2.725/2020 e nº 2.726/2020, porém a partir de julho
de 2021 passou a vigorar os valores das REH nº 2.958/2021 e nº 2.959/2021. Dessa forma,
foi calculado o valor de R$ 8.211.048,54, a preços de dezembro de 2021, referente à diferença entre o
valor considerado na receita de venda de 2021 e o que deveria ter sido considerado. Esse valor comporá
a Parcela de Ajuste para o ano de 2022.
III.3 – Custos com conexão e uso do sistema de distribuição
24. Os custos com o uso dos sistemas de distribuição referem-se aos valores pagos
às distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica.
25. Para fins de cálculo desse custo associado a Angra 1 e 2, foram utilizadas 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 e os dados
de medição de energia elétrica encaminhados pela Eletronuclear.
26. O custo total com uso dos sistemas de distribuição de Angra 1 e 2 para o ano de 2022 foi
calculado em R$ 38.451.888,04, conforme apresentado na Tabela 2.
Tabela 2: Custos com conexão e uso do sistema de distribuição
Tarifa Fora

Subgrupo Tarifa Energia Ponta Tarifa Ponta Energia Fora EUSD anual
MUSD (kW) Ponta

Tarifário (R$/kW) (MWh) (R$/MWh) Ponta (MWh) (R$)
(R$/MWh)

| A4 (Verde) | 7.600,00 | 29,38 | 1.289,64 | 1.717,51 | 14.023,14 | 47,08 | 5.554.635,03 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Subgrupo | MUSD | Tarifa Ponta | MUSD Fora | Tarifa Fora | Energia | Tarifa | EUSD anual |
| Tarifário | Ponta (kW) | (R$/kW) | Ponta (kW) | Ponta (R$/kW) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |
| A2 (Azul) | 54.000,00 | 32,11 | 55.500,00 | 17,19 | 31.707,02 | 20,23 | 32.897.253,01 |

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
27. Nos custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição da receita do ano de 2021
foram considerados os valores publicados na REH nº 2.666/2020 da ENEL RJ, porém a partir de
15/03/2021 passou a vigorar a REH nº 2.836/2021 com novos valores. Além disso, a Eletronuclear
encaminhou os valores das medições de energia dos meses de dezembro de 2020 a novembro de 2021.
28. Dessa forma, foi calculado o valor de R$ 6.681.494,97, a preços de dezembro de 2021,
referente à diferença entre o valor considerado na receita de venda de 2021 e o que deveria ter sido
considerado. Esse valor comporá a Parcela de Ajuste para o ano de 2022.
III.4 – Custo de combustível nuclear
29. O Submódulo 6.7 do PRORET estabelece que a Eletronuclear deve apresentar estimativa
do custo de combustível nuclear, líquido de PIS/Cofins, para o ano do reajuste com base nos valores
correspondentes aos eventos anuais programados contratualmente com a Indústrias Nucleares do Brasil
– INB no cronograma das recargas de Angra 1 e Angra 2. Essa estimativa foi encaminhada por meio da
carta ACM.O-007/21 e totaliza R$ 1.137.019.000,00.
30. Conforme estabelecido no PRORET, foram calculados o custo de combustível efetivamente
realizado e a cobertura dada no processo anterior referente ao ano de 2021, de acordo com valores
validados pela SFF.
31. Com base no Despacho nº 3.364, de 2021, também foi realizada a validação dos valores
de novembro e dezembro de 2020 não considerados no processo anterior já que a Eletronuclear não
dispunha da documentação probatória até o encerramento da instrução daquele processo, mas que
serão considerados como Parcela de Ajuste neste processo em curso.
32. A Eletronuclear apresentou também faturas referente aos pagamentos ainda a serem
realizados em 2021. A SFF acatou essas faturas para o cálculo da cobertura tarifária, no entanto,
sem validar os pagamentos já que esses ainda não foram efetuados. Dessa forma, foi considerado neste
processo o valor informado pela SFF na Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL cuja comprovação de
pagamento deverá ser realizada no processo subsequente com aplicação de ajustes que forem
necessários.
33. Por fim a SFF informou que a Eletronuclear apresentou valores previstos de pagamento
referente à compra de combustível nuclear de R$ 181.550.649,39, mas que ainda falta comprovações de
faturamento e respectivos comprovantes de pagamento. Sendo assim, esses valores não foram aceitos
para o atual cálculo da cobertura tarifária e deverá ser observado no próximo processo tarifário, mediante
a comprovação das faturas e respectivos comprovantes de pagamento.
34. Esses valores são apresentados na Tabela 3.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
Tabela 3: Situação dos pagamentos do combustível nuclear em 2021

| Combustível Nuclear 2021 | Valor Bruto (R$) | Desconto (R$) | Valor Líquido (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Pagamentos realizados | 718.869.411,31 | 42.822.103,81 | 676.047.307,50 |
| Faturas ainda não pagas | 283.847.241,54 | 17.005.970,02 | 266.841.271,52 |
| Previsão de pagamentos sem faturas | 181.550.649,39 | 10.620.712,98 | 170.929.936,41 |

Fonte: Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL.
35. Dessa forma, foram considerados na parcela de ajuste dos custos com combustível nuclear
os pagamentos validados pela SFF em 2021, os pagamentos validados de novembro e dezembro de 2020
e as faturas emitidas, mas ainda pendentes de pagamento, sendo que a validação desses deverá ocorrer
no processo tarifário de 2022 de Angra 1 e 2.
36. Assim, foi apurado a diferença entre a cobertura econômica do combustível nuclear,
acrescido da respectiva cobertura de PIS/Cofins, concedida para o ano de 2021 e o valor integral das
faturas apresentadas de forma que o ajuste da cobertura concedida e efetivamente paga da parcela do
PIS/Cofins do combustível nuclear fosse compensada e não incidisse na base de cálculo do PIS/Cofins para
2022.
37. Esse ajuste totalizou um valor positivo de R$ 88.637.017,54, a preços de dezembro/2021,
conforme demonstrado na Tabela 4, que deverá ser considerado na parcela de ajuste a ser compensada
no presente processo tarifário.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
Tabela 4: Ajuste no custo de combustível 2021
Diferença
Datas Pagamentos
Cobertura (R$) Diferença (R$) Atualizada pela
Pagamentos (R$)
Selic (R$)

27/11/2020 28.779.513,76 - 28.779.513,76 29.874.519,05
28/12/2020 114.399.010,37 - 114.399.010,37 118.574.421,07
29/01/2021 71.123.628,55 76.002.754,82 - 4.879.126,27 - 5.048.528,00
-

01/02/2021 - 76.002.754,82 - 78.635.673,30
76.002.754,82

29/03/2021 167.843.612,45 76.002.754,82 91.840.857,63 94.731.089,94
-

20/04/2021 23.110.994,05 76.002.754,82 - 54.471.399,34
52.891.760,77
-

04/05/2021 6.967.591,86 76.002.754,82 - 71.030.554,32
69.035.162,96
-

01/06/2021 - 76.002.754,82 - 77.994.554,01
76.002.754,82
-

01/07/2021 - 76.002.754,82 - 77.753.010,08
76.002.754,82

31/08/2021 130.061.196,38 76.002.754,82 54.058.441,56 54.881.400,37
27/09/2021 70.825.575,03 76.002.754,82 - 5.177.179,79 - 5.236.584,78
-

01/10/2021 - 76.002.754,82 - 76.802.045,90
76.002.754,82

29/11/2021 105.758.288,86 76.002.754,82 29.755.534,04 29.764.239,32
01/12/2021 283.847.241,54 76.002.754,82 207.844.486,72 207.783.697,52
TOTAL 1.002.716.652,85 912.033.057,85 90.683.595,00 88.637.017,54
III.5 – Encargos setoriais
38. Os encargos setoriais considerados no processo de reajuste tarifário de Angra 1 e 2 são:
i) a Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE); ii) a Reserva Global de Reversão (RGR); e
iii) a contribuição ao ONS, vigentes na data do reajuste.
39. O valor da RGR consta em despacho emitido pela SFF, a Contribuição ao ONS é informada
pelo ONS e a TFSEE é calculada no âmbito do próprio processo de reajuste e constitui na aplicação
da alíquota regulatória de 0,4% sobre a Parcela B. O valor total desses encargos setoriais é de
R$ 104.724.165,11, conforme Tabela 5.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
Tabela 5: Encargos setoriais

Encargo Setorial Valor (R$) Observação
RGR
95.192.011,77 Despacho nº 2.437, de 12 de agosto de 2021.
TFSEE 9.387.794,30 Calculado no âmbito do próprio Processo Tarifário.
Contribuição NOS 144.359,04 Carta ONS - CTA-ONS DTA/SA 2619, de 03 de dezembro de 2021
TOTAL 104.724.165,11
40. A cobertura relativa às cotas de RGR para o ano de 2021 considerou os valores que
constavam no Despacho nº 2.403, de 14 de agosto de 2020. Porém, devido a emissão do Despacho
nº 2.437, de 12 de agosto de 2021, que alterou o valor dessas cotas, formou-se um financeiro negativo
de R$ 4.788.426,34, a preços de dezembro de 2021, a ser considerado na Parcela de Ajuste a ser
compensada no presente reajuste.
III.6 – Fundo de Descomissionamento
41. O Fundo de Descomissionamento é a cobertura dada para a composição de fundo
financeiro necessário para o desmantelamento das Centrais de Geração Angra 1 e 2 após os seus
respectivos desligamentos.
42. Na carta ACM.O-007/21 a Eletronuclear informou que o novo Plano Preliminar de
Descomissionamento (PPD) ACS.T.058.18 foi submetido à Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN),
com nova estimativa de custos, e apresentou a cópia do Ofício nº 436/2021/CGRC/DRS/CNEN em que o
CNEN informa para a Eletronuclear:
1. Encaminhamos os Pareceres Técnicos 17/2020 e 69/2021/SEASE que avaliam os Relatório de
Auditoria do Fundo de Descomissionamento de 2019 e 2020, sendo que o PT 69 abre uma Exigência
relacionada à necessidade de aumento de aporte de recursos, pois os mesmos são insuficientes para cobrir as
atividades previstas no PPD, para a qual solicitamos prontas providências.
2. Adicionalmente, encaminhamos o Parecer Técnico 04/2021/CGRC que avalia o Plano Preliminar
de Descomissionamento (PPD). Destacamos que o PPD foi considerado satisfatório, no entanto, é aberta uma
Exigência para que o mesmo seja transformado em um documento de caráter corporativo. (grifo nosso)
43. Da documentação apresentada pela Eletronuclear, constata-se no PPD ACS.T.058.18 que
os valores estimados, em dólares, para o descomissionamento de Angra 1 e Angra 2 implicam no aumento
dos atuais US$ 1.309.504.820,00 para US$ 1.645.558.966,20. Esse custo é a referência para a definição da
parcela anual do Fundo de Descomissionamento cuja metodologia de cálculo é definida no Submódulo
6.7 do PRORET. Na Tabela 6 é apresentado o valor em dólar e em reais considerados no presente processo
para cada central geradora.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
Tabela 6: Estimativa de Recursos Necessários para o descomissionamento de Angra 1 e 2
Recursos necessários para o descomissionamento
Usina
US$ R$
Angra 1 768.015.324,90
3.690.326.961,00
Angra 2 877.543.641,30
4.216.612.421,59

TOTAL 1.645.558.966,20 7.906.939.382,59
44. Considerando o PPD ACS.T.058.18, a cópia do ofício do CNEN e a previsão no Submódulo
6.7 do PRORET de atualização destes custos diante de novas estimativas, a cobertura a ser concedida em
2022 para composição do fundo de descomissionamento considerou: a nova estimativa de custos, em
dólar, para o desmantelamento de Angra 1 e 2; o valor médio da taxa de câmbio12 de R$ 4,81; a vida útil
remanescente estimada das usinas; o saldo da cobertura tarifária concedida anteriormente e o retorno
de 2% a.a. até o prazo final estimado das usinas. Dessa forma, ao aplicar a metodologia estabelecida no
Submódulo 6.7 do PRORET obteve-se uma parcela anual de R$ 373.151.190,56.
III.7 – Parcela de Ajuste
45. A Parcela de Ajuste – PA referente aos itens de custos da Parcela A prevista no Submódulo
6.7 do PRORET, e que será compensada durante neste processo tarifário para o ano de 2022, é composta
pelos ajustes apresentados nas seções III.2 a III.5 desta nota técnica.
46. Na Tabela 6 é apresentada resumidamente a composição desta Parcela de Ajuste.
Tabela 7: Parcela de Ajuste
Componente Parcela de Ajuste (R$)
Conexão e uso do sistema de transmissão 8.211.048,54
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
12 A média foi calculada com base no período de 2019 a 2021, conforme Submódulo 6.7 do PRORET.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
III.7 – Parcela B
47. No processo de revisão tarifária da Eletronuclear, realizada em 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, foi definida 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 conforme
consta no Submódulo 6.7 do PRORET:
26. Excepcionalmente para o processo de definição da Receita Fixa a vigorar a partir de 1º de janeiro
de 2022, será realizada a reavaliação da base incremental dos ativos imobilizados entre 1º de janeiro
de 2018 a 30 de junho de 2021, com consequente recálculo da Remuneração de Capital e da Quota
de Reintegração Regulatória para vigorar para os anos de 2022 e 2023.
48. Com base nas informações e dados prestados pela Eletronuclear, a SFF informou, por meio
do Memorando nº 382/2021-SFF/ANEEL, os valores das adições e baixas contábeis, a taxa média de
depreciação, o valor da depreciação dos investimentos decorrentes do período incremental e o saldo
devedor decorrente de empréstimos e financiamentos da Reserva Global de Reversão base 2021.
Com base nesses valores foram estimados a remuneração de capital e a quota de reintegração regulatória
a vigorar em 2022 e 2023.
49. O reconhecimento da Base de Remuneração Regulatória (BRR) neste processo tarifário é
provisório de forma que as parcelas de remuneração de capital e quota de reintegração regulatória de
2022 e 2023 sejam revistas no processo de revisão de 2023, quando a SFF poderá fazer a validação
definitiva dos valores e os resultados submetidos à Consulta Pública. Dessa forma, se os valores
provisórios praticados em 2022 e 2023 divergirem do resultado definitivo será aplicado um ajuste
financeiro na receita de Angra 1 e 2 em 2024.
50. Ressalta-se que o objetivo deste processo não é rever a parcela B, o que deve ocorrer no
próximo processo de revisão em 2023, mas apenas reconhecer provisoriamente os investimentos
realizados entre 2018 e 2021, objetivando uma transição entre os períodos de revisão, como já dito,
de 3 para 5 anos, e previsto no Submódulo 6.7 do PRORET. Nesse contexto, foram mantidos os custos
operacionais adotados no processo de revisão de 2018 para o ano de 2022, considerando apenas a
correção monetária pelo IPCA, bem como o WACC e a taxa da RGR nas estimativas da remuneração do
202313.
capital e da quota de reintegração regulatória calculadas nas tarifas para os anos de 2022 e
13 Foi adotado no cálculo da remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória os parâmetros definidos na revisão
de 2018 a serem revisitados em 2023.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
51. Na Tabela 8 é apresentado os valores dos componentes da parcela B a vigorar na receita
fixa anual em 2022.
Tabela 8 – Parcela B
Parcela B Valores (R$)
Custos Operacionais 1.101.847.242,57
Remuneração de Capital 663.145.261,03
Quota de Reintegração Regulatória 581.956.071,44
TOTAL 2.346.948.575,03
III.8 – Resultado
52. A receita fixa anual de venda de energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 para o
ano de 2022, resultado deste processo de reajuste, será de R$ 4.672.326.695,19, o que representa uma
variação de 36,44% em relação à receita vigente. A Tabela 9 apresenta o cálculo detalhado, bem como a
comparação com o valor homologado para o ano anterior.
Tabela 9: 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% |  |
| NOS | 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% |  |

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
53. A Parcela A variou em 39,54% em relação a 2021 com participação de 14,92% no reajuste
da receita de Angra 1 e 2 para 2022, cujo principal componente foi a variação do custo de combustível
que contribuiu com um aumento de 9,03% na receita. A sua composição é apresentada na Figura 1.
Figura 1: Composição da Parcela A
54. A variação da Parcela B foi de 10,38% com participação de 6,44% no reajuste da receita de
Angra 1 e 2 para de 2022, sendo que a variação dos custos operacionais é decorrente apenas da variação
do IPCA, de 10,74%, em relação ao valor considerado na receita fixa do ano de 2021. Já a remuneração
de capital e a quota de reintegração regulatória sofrem o impacto do reconhecimento provisório dos
investimentos realizados entre 2018 e 2021. A sua composição para a receita fixa do ano de 2022 é
apresentada na Figura 2.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
Figura 2: Composição da Parcela B
55. A Parcela de Ajuste foi um fator importante no cálculo da receita fixa de 2022, com um
impacto na receita de 11,95%. O principal impacto decorre da Parcela de Ajuste da cobertura
do combustível concedida em 2021 que aumento a receita de 2022 em 11,46%.
56. Observa-se que a parcela de ajuste do último processo tarifário foi o principal item que
contribuiu para que receita fixa de 2021 tivesse redução de 8,10% naquela oportunidade.
57. Na Figura 3 é apresentada a composição da receita de venda de Angra 1 e 2.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
Figura 3: Composição da receita de Angra 1 e 2
58. A Nota Técnica nº 291/2021-SGT/ANEEL, de 08/12/2021, instruiu o processo que
estabelece os montantes anuais de energia de Angra 1 e Angra 2 que deverão ser alocados às
distribuidoras do SIN em 2022. Nessa Nota técnica é informado que foi considerado 468 MWméd para
Angra 1 e 1.060 MWméd para Angra 2.
59. Com base no montante em MW médio para 2022, obtido nessa Nota Técnica, foi calculado
o montante de 13.381.943 MWh, já deduzidas as perdas e consumo interno, o que resulta numa tarifa de
39,86%14
R$ 349,15/MWh. Isto representa um reajuste da tarifa de e um impacto médio estimado nos
processos tarifários das distribuidoras cotistas de Angra 1 e 2 de 0,75% para o ano de 2022.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
60. O art. 11 e o § 2º do art. 12 da Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, e a Resolução
Normativa nº 838, de 18 de dezembro de 2018.
14 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. Em 2021 adotado para Angra
1 e 2 o montante de 1.566 MWméd e para 2022 o montante de 1.528 MWméd.

da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021.
V - DA CONCLUSÃO
61. A Receita Fixa anual de venda de energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 para o
ano de 2022 deve ser de R$ 4.672.326.695,19, o que resulta na tarifa de R$ 349,15/MWh.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
62. Diante do exposto, recomenda-se a homologação da Receita Fixa anual de venda de
energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 para o ano de 2022 no valor de R$ 4.672.326.695,19,
o que resulta na tarifa de R$ 349,15/MWh.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
CRISTIANE BORDINI FRANCO ANDRÉ LÚCIO NEVES
Analista Administrativo Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente)
DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
DAVI ANTUNES LIMA, DENIS PEREZ JANNUZZI, ANDRE LUCIO NEVES