REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2858/2021
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 Companhia Energética do Rio Grande do Norte - Cosern.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 70/2021-SGT/ANEEL
Em 20 de abril de 2021.
Processo: 48500.005014/2020-67
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia –
TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD referentes à COSERN -
Companhia Energética do Rio Grande do Norte 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 da COSERN -
Companhia Energética do Rio Grande do Norte, a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, calculado
em conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras
estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição nº 008/1997 e seus
termos aditivos e de acordo com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos
Submódulos do PRORET, a qual é sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica.
II. DOS FATOS
2. A COSERN, sediada na cidade de Natal/RN, atende aproximadamente 1,5 milhão de
unidades consumidoras, distribuídas conforme Tabela 1, cujo consumo de energia elétrica
representa atualmente um faturamento anual na ordem de R$ 2,2 bilhões.
Tabela 1. Unidades Consumidoras e consumo mensal
Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 1.309.347 | 210.140 | 40,8% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 1.723 | 134.329 | 26,1% |
| Comercial | 102.765 | 77.560 | 15,1% |
| Rural | 55.464 | 44.288 | 8,6% |
| Iluminação Pública | 10.909 | 14.886 | 2,9% |
| Poder Público | 12.549 | 19.509 | 3,8% |
| Serviço Público | 2.274 | 13.893 | 2,7% |
| Demais classes | 143 | 598 | 0,1% |
| Total | 1.495.174 | 515.203 | 100% |

Fonte: SAMP – competência fevereiro/2021
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Fls. 2 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
3. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.677, de 14 abril de 2020, o
reajuste tarifário anual da COSERN representou, em média, uma variação das tarifas homologadas
em 2020 de 3,40%.
4. Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da
pandemia de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.677/2020 só tiveram sua vigência
a partir de 1º de julho de 2020, permanecendo entre 22 de abril e 30 de junho de 2020, as vigentes
desde 22 de abril de 2019 (REH 2.532/2019), conforme estabelecido no artigo 13 da REH
2.677/2020.
5. Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até
30 de junho de 2020, foi necessário no âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de
componente financeiro específico, bem como processamento de ajuste de subsídios, em ambos os
casos relativos ao período de 22 de abril a 30 de junho de 2020, conforme reportados nos tópicos
H. Subvenção CDE – Descontos Tarifários e III.1 Processamento do Reajuste Tarifário Anual -
Encargos Setoriais, desta Nota Técnica.
6. No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução
Normativa nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta
destinada ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID)
reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida
Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs sobre outras providências.
7. Em 23 de março de 2021, a SGT recebeu o Memorando n° 43/2021-SRM/ANEEL1, com
os montantes e valores do contrato bilateral de compra e venda de energia firmado com a COSERN.
8. Por meio da Carta SRE-005/2021 2 de 23 março de 2021, a COSERN apresentou
propostas para o RTA. Os respectivos pleitos têm análise reportada no Anexo III da presente Nota
Técnica.
9. Pelo Memorando nº 76/2021-SFF/ANEEL3, de 29 de março de 2021, a SFF informou
os valores fiscalizados do saldo da CVA da Concessionária e as garantias financeiras a serem
considerados no processo tarifário.
10. Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
sócio-econômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais
e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário
que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor
1 Documento SIC nº 48580.000174/2021.
2 Documento SIC nº 48513.007742/2021.
3 Documento SIC nº 48536.001201/2021.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor
elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados no tópico
G.4. Análise dos Componentes Financeiros.
11. Em 14 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores versões
finais das planilhas de cálculo relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
12. Em 14/04/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a COSERN encontra-se adimplente com suas
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto
no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
III. DA ANÁLISE
A. Metodologia Aplicada
13. O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das
distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações
dos custos de Parcela A, sendo os custos referentes à Parcela B corrigida pelo índice de inflação
constante no contrato de concessão, deduzido o Fator X. Os detalhes das metodologias aplicadas
nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I desta nota técnica.
B. Período de Referência
14. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da COSERN é de abril/2020
a março/2021.
C. Receita Anual
15. No cálculo da Receita Anual (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, 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.
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Tabela 2. Mercado no Período de Referência
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 4.509.415 2.107.292.580

A3 (69 kV) 40.279 12.985.528
A4 (2,3 kV a 25 kV) 911.396 395.715.839
BT (menor que 2,3 kV) 3.557.739 1.698.591.213

Demais Livres 1.189.009 116.008.282
Distribuição 1.181 107.073
Geração - 23.137.646
Total 5.699.604 2.246.545.579
D. PARCELA A
16. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as
condições vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de
energia elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão
(CT), os custos com Encargos Setoriais (ES), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota
Técnica.
1. Encargos Setoriais
17. Os encargos setoriais, oriundos de 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 3.086.978 4.071.505 Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 92.186.717 134.179.283 238/2020 - CP Valor provisório

| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 45.920.476 | 45.166.010 | Desp 3.690/2020 |
| --- | --- | --- | --- |
| PROINFA | 35.067.514 | 44.347.033 | ReH 2.815/2020 |
| P&D e Eficiência Energética | 22.291.152 | 23.993.753 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 102.891 | 120.992 | Contribuição 2020 |

Total de Encargos Tarifários 198.655.728 251.878.576
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 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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Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 115.979.875 | 172.412.555 |
| Rede Básica Fronteira | 44.796.479 | 62.019.454 |
| Rede Básica ONS (A2) | 444.699 | 763.522 |

Rede Básica Export. (A2) - 1.652.408

Conexão 23.033.787 40.259.700
Total dos Custos de Transporte 184.254.841 277.107.639
20. Nos custos de conexão 2020, devido erro no quadro de Encargos não repassáveis, os
valores devidos à Chesf não foram repassados devidamente. A Nota Técnica nº 116/2020SGT/ANEEL, de 10 de julho de 2020, analisou o recurso da Chesf, recomendando que:
"16. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se que o recurso apresentado pela
Chesf contra os valores de Encargos de Conexão homologados pela Resolução Homologatória nº
2.677, de 14 de abril de 2020, seja conhecido e acatado parcialmente, considerando-se os reforços na
SE Santana do Matos II, objeto da REA n° 4.576/2014, que entraram em operação comercial em
18/12/2019."
21. No último processo de reajuste tarifário foi homologado o valor de R$ 608.399,45 de
encargos não repassáveis à tarifa e associados ao Contrato nº 061/2001. Todavia, em que pese a
análise realizada, foi verificado erro no quadro apresentado no § 10 da referida NT.
22. É necessário perceber que os custos considerados no processo tarifário de 2020
estavam relacionados à RAP (ciclo 2019-2020) e que a Resolução Autorizativa nº 4.576/2014
autorizou reforços na SE Santana do Matos II COM RAP Prévia e, logo, na análise relativa ao Recurso
da Chesf não deveria ter sido considerado toda a receita relativa a tais equipamentos pois, entre
1º/7/2019 e 17/12/2019, a transmissora não havia terminado os reforços.
23. Assim, em face do poder de autotutela que recai sobre os Atos Administrativos, o
valor informado no § 10 da Nota Técnica nº 116/2020-SGT/2020 deve ser revisado para que conste
a glosa do período em que os equipamentos estavam inoperantes. Dessa forma, a parcela não
repassável do valor devido à Chesf no Contrato nº 061/2001 com a COSERN no processo tarifário de
2020 devia ter sido, a valores de junho/2019, de R$ 3.162.536,15. Assim, a diferença entre este valor
e o que foi efetivamente definido para a transmissora e não repassado à tarifa da COSERN é de R$
2.554.136,7. O valor atualizado considerando o período de 30/6/2019 a 30/6/2020 e definido na
parcela não repassável à tarifa da COSERN em 2021, é de R$ 2.6058.855,76.
24. No tocante aos ajustes relativos à pendência impeditiva descrita no
TLPONS/30/3/2019, salienta-se que a COSERN, em sua Carta SRE-006/2021 4 , "reconhece a
energização do ponto em 13/03/2019 e tomada de carga em 29/05/2019". Dessa forma, como os
referidos custos foram reconhecidos nos processos tarifários da distribuidora, coube o
levantamento de tais custos e a atualização monetária pelo IPCA para que se procedesse com a
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devida devolução à modicidade tarifária, resultando na Glosa(RBF) no valor de R$1.512.054,72 e
Glosa(Conexão) no valor de R$171.184,29.
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Energia Requerida e Perdas Elétricas
25. Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia,
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica,
além das relativas aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento e das
unidades consumidoras sem equipamento de medição. A Tabela 5 apresenta os valores de perdas
utilizados no atual reajuste tarifário da COSERN.
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

| Perdas | DRA | DRP | Referência |
| --- | --- | --- | --- |
| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 2,06% | 2,06% | REH 2.386/2018 |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 9,61% | 9,61% | REH 2.386/2018 |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 2,70% | 2,48% | CCEE (últimos 12 meses) |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 3.557.739 | 3.557.739 | SAMP |

26. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da COSERN para atendimento
ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado
de venda da concessionária.
Tabela 6. Energia Requerida (MWh)

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 4.509.415 | 4.509.415 |
| Fornecimento | 4.509.415 | 4.509.415 |
| Consumidores Livres | 1.190.189 | 1.190.189 |
| Perdas Totais | 827.343 | 827.309 |
| Perdas Rede Básica | 140.117 | 129.255 |
| Perdas na Distribuição | 687.226 | 698.055 |
| Perda Não Técnica | 73.451 | 73.451 |
| Perda Técnica | 613.774 | 624.603 |
| Energia Requerida | 5.336.757 | 5.336.724 |

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Fls. 7 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
b. Valoração da Compra de energia
27. 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.
28. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborouse o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica,
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço, conforme
Tabela 7:
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Bilateral | Preços e montantes | Memo. nº 43/2021-SRM/ANEEL |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | REH 2.821/2020 |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 2.746/2020 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | REH 2.815/2020 |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Preços | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Preços | Previsão SGT |

29. A Tabela 8 demonstra o resumo dos 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.
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 770.880 | 632.580 | 311,22 | 196.872.012 |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 4.014.660 | 3.294.408 | 247,36 | 814.913.901 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.075.173 | 1.702.876 | 292,28 | 497.713.896 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.057.368 | 867.670 | 240,21 | 208.426.864 |
| Madeira e Belo Monte | 882.119 | 723.862 | 150,27 | 108.773.141 |
| Energia Base | 1.692.919 | 1.409.736 | 120,13 | 169.356.866 |
| Cota Angra I/Angra II | 187.471 | 153.838 | 249,64 | 38.404.080 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 1.390.986 | 1.141.436 | 114,73 | 130.952.787 |
| PROINFA | 114.462 | 114.462 | - | - |
| Total | 5.707.579 | 5.336.724 | 221,32 | 1.181.142.780 |

E. PARCELA B
30. Basicamente, o cálculo da Parcela B é efetuado considerando a diferença entre a
Receita Verificada e os custos de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA). Esse saldo é
corrigido pelo indicador oficial de inflação, IGP-M, conforme estabelecido no Contrato de Concessão
e pelo Fator X. A Tabela 9 demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros associados:
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Fls. 8 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 9. Cálculo da Parcela B

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 774.615.380 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 31,10% SGT/ANEEL
(3) Fator X 0,47%

(3.1) Componente Pd do Fator X 0,59% REH 2.386/2018
(3.2) Componente T do Fator X 0,00% REH 2.386/2018
(3.3) Componente Q do Fator X -0,76% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 1.011.854.244
F. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
31. Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a direitos ou obrigações relativos a diferenças 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:
Tabela 10. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 89.735.425 | 3,99% |
| CVA em processamento -Transporte | 59.831.238 | 2,66% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.348.492) | -0,10% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.075.806 | 0,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 6.597.728 | 0,29% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 51.838.890 | 2,31% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.491.814 | 0,07% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 61.740.241 | 2,75% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 98.261 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (66.815.375) | -2,97% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (489.395) | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (11.875.128) | -0,53% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.389.475) | -0,11% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (37.341.125) | -1,66% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.376.804) | -0,19% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (26.059.015) | -1,16% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (14.263.252) | -0,63% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 12.214.624 | 0,54% |
| Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414) | (4.793.031) | -0,21% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414) | (135.208) | -0,01% |
| Créditos de PIS/COFINS | (29.377.800) | -1,31% |
| Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) | (162.224.000) | -7,22% |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos | (55.177.372) | -2,46% |
| Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (19.282.309) | -0,86% |
| Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira | (10.507.367) | -0,47% |
| Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão | (5.985.255) | -0,27% |
| Total | (166.816.374) | -7,43% |

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G. Análise do Reajuste Tarifário Anual
1. Resultados
32. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COSERN conduz a um efeito médio nas tarifas a
ser percebido pelos consumidores de 8,96%. 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.
33. 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. 10 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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] | 1.471.930.200 1.710.128.995 | 16,2% | 10,60% | 62,8% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 198.655.728 | 251.878.576 | 26,8% | 2,37% | 9,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 3.086.978 | 4.071.505 | 31,9% | 0,04% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 92.186.717 | 96.380.928 | 4,5% | 0,19% | 3,5% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 21.763.094 | 0,0% | 0,97% | 0,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 16.035.261 | 0,0% | 0,71% | 0,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 45.920.476 | 45.166.010 | -1,6% | -0,03% | 1,7% |
| PROINFA | 35.067.514 | 44.347.033 | 26,5% | 0,41% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 22.291.152 | 23.993.753 | 7,6% | 0,08% | 0,9% |
| ONS | 102.891 | 120.992 | 17,6% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 184.254.841 | 277.107.639 | 50,4% | 4,13% | 10,2% |
| Rede Básica | 115.979.875 | 172.412.555 | 48,7% | 2,51% | 6,3% |
| Rede Básica Fronteira | 44.796.479 | 62.019.454 | 38,4% | 0,77% | 2,3% |
| Rede Básica ONS (A2) | 444.699 | 763.522 | 71,7% | 0,01% | 0,0% |
| Rede Básica Export. (A2) | - | 1.652.408 | 0,0% | 0,07% | 0,1% |
| Conexão | 23.033.787 | 40.259.700 | 74,8% | 0,77% | 1,5% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.089.019.632 1.181.142.780 | 8,5% | 4,10% | 43,4% |  |
| PARCELA B | 774.615.380 1.011.854.244 | 30,6% | 10,56% | 37,2% |  |
| IRT | 2.246.545.579 2.721.983.238 | 21,16% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 166.816.374 | -7,43% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 89.735.425 | 3,99% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 59.831.238 | 2,66% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.348.492) | -0,10% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.075.806 | 0,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 6.597.728 | 0,29% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 51.838.890 | 2,31% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.491.814 | 0,07% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 61.740.241 | 2,75% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 98.261 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (66.815.375) | -2,97% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (489.395) | -0,02% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (11.875.128) | -0,53% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.389.475) | -0,11% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (37.341.125) | -1,66% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.376.804) | -0,19% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (26.059.015) | -1,16% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (14.263.252) | -0,63% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 12.214.624 | 0,54% |  |  |  |
| Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414) | (4.793.031) | -0,21% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414) | (135.208) | -0,01% |  |  |  |
| Créditos de PIS/COFINS | (29.377.800) | -1,31% |  |  |  |
| Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) | (162.224.000) | -7,22% |  |  |  |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Re (55.177.372) -2,46%

Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB (19.282.309) -0,86%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira (10.507.367) -0,47%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão (5.985.255) -0,27%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,78%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,96%
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Fls. 11 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
34. Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A
contribuiu com 10,60%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 10,56%,
conforme mostrado na Tabela 11.
35. 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 12:
Tabela 12. Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 11,18%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,27%
Efeito Médio AT+BT 8,96%
36. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o aumento dos custos de transmissão e distribuição,
que tem impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão; e (ii) o aumento do encargo
CDE USO5, em relação ao processo tarifário passado, este custo é recuperado por meio da tarifa de
uso cobrada em R$/MWh, sendo que tal tarifa tem participação percentual mais elevada nos
consumidores livres conectados em alta tensão.
2. Análise Parcela A
37. O total dos encargos setoriais variaram em 26,8%, correspondendo a um efeito
médio de 2,37%. Destaca-se que está sendo considerado, neste processo tarifário, um valor
provisório de orçamento da CDE – USO para a distribuidora, decorrente do cálculo preliminar das
cotas anuais da CDE para o ano de 2021, objeto da CP 072/2020, o que contribuiu para um efeito
médio de 0,19%.
38. Além disso, a partir dos processos tarifários de 2021, está ocorrendo a inclusão de
um novo componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE Conta-Covid, relacionado ao
pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020,
destinada a receber recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020.
Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são de 0,71%
e 0,97% respectivamente.
39. Os custos de transporte tiveram uma variação de 50,4%, também em relação aos
custos do processo anterior, correspondendo a um efeito de 4,13%. Sobre esse item, destaca-se a
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº
2.725 e nº 2.726, ambas de julho de 2020.
5 De que trata o art. 13 da Lei nº 10.438/2002.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
40. A expressiva variação dos custos de Rede Básica e Conexão decorre: (i) das cassações
das liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do
processamento de revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas
devido à ausência de definição de metodologia empregada; e (iii) do aumento de custos referentes
às novas instalações de transmissão.
41. Os custos de compra de energia tiveram uma variação de 8,5%, representando um
efeito médio de 4,10% nas tarifas. Contribuiu especialmente para esse efeito a atualização do
contrato bilateral por IGP-M, que aumentou 27,30% no ano tarifário, gerando um impacto de 1,87%.
Conforme indica o Memorando n° 43/2021-SRM/ANEEL6, o contrato bilateral firmado pela COSERN
é reajustado pelo IGP-M, Dólar e Combustível.
42. A Tabela 13 e o Gráfico 1 demonstram 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

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.082.070 | 2.075.173 | -0,3% | 274,41 | 292,28 | 6,5% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.056.572 | 1.057.368 | 0,1% | 227,07 | 240,21 | 5,8% |
| Madeira e Belo Monte | 882.119 | 882.119 | 0,0% | 142,41 | 150,27 | 5,5% |
| 185.534 | 187.471 | 1,0% | 269,75 | 249,64 | -7,5% |  |

Cota Angra I e Angra II

| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.375.907 | 1.390.986 | 1,1% | 107,83 | 114,73 | 6,4% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 770.880 | 770.880 | 0,0% | 244,39 | 311,22 | 27,3% |
| Proinfa | 113.976 | 114.462 | 0,4% | - | - | - |
| (1.130.301) | (1.141.735) | 1,0% | 207,61 | 226,17 | 8,9% |  |

Sobra (-) / Exposição (+)

TOTAL 5.336.757 5.336.724 0,0% 204,06 221,32 8,5%
4,10%
1,86%
1,32%
0,50%
0,25% 0,29%
0,00%
-0,13%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
6 Documento SIC nº 48580.000174/2021.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia
3. Análise Parcela B
43. A atualização da Parcela B representou 10,56% na composição do efeito médio,
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 31,10% no período de referência, descontada do
Fator X de 0,47%.
4. Análise dos Componentes Financeiros
44. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, contribuíram com o efeito de -7,43% no atual reajuste tarifário.
45. Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 3,99%, especialmente
impactada, pelo risco hidrológico associado aos CCGF7 e Usinas Repactuadas8.
46. Ressalta-se ainda que o financeiro de previsão para o Risco Hidrológico para os
próximos 12 meses, nos termos do PRORET 4.4A, impactou em 2,75% o processo tarifário, sendo
considerada a previsão do GSF em 87,1%.
47. Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Transporte, com efeito de 2,66%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST
efetivamente pagas, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020.
48. O resultado da liquidação do excedente/déficit de energia contratada pela
concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação/Exposição de energia), que impactou
o reajuste em 2,31%, conforme indicado na Tabela 11. O resultado em questão, cerca de R$ 52,0
milhões, contempla as liquidações de energia no curto prazo para os meses de competência de
janeiro de 2020 a janeiro de 2021.
49. Conforme reportado no início desta Nota Técnica, foram estudados e elaborados
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o 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, juntamente com a
reversão dos valores transferidos à COSERN no âmbito da CONTA COVID, foram incorporados a esse
processo tarifário, contribuíram substancialmente para a redução tarifária e estão detalhados a
seguir.
50. Reversão dos recursos da Conta-Covid: trata-se da reversão dos recursos de
operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e
transferidos à COSERN. Os montantes em questão equivalem à totalidade dos valores recebidos
7 Contratos de Cotas de Garantia Física, associados à energia produzida pelas usinas cotistas, abarcadas pela Lei
nº12.783/2013, de 11 de janeiro de 2013.
8 Usinas que aderiram à repactuação preconizada na Lei nº13.203/2015, de 8 de dezembro de 2015.
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Fls. 14 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
pela COSERN da Conta-Covid, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens
previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, resultando no efeito -4,31%.
51. Reversão de Créditos para a modicidade tarifária REN 414/2010/ANEEL: também
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária,
associados a ReH nº 414/2010. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos
encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previsto no §3º
Art. 70-A; (ii) após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, os créditos que não puderem ser
restituídos ao consumidor devem ser revertidos para a modicidade tarifária, previsto no § 7º do Art.
88.
52. Foram considerados no processo os valores declarados pela COSERN, em resposta ao
Ofício Circular nº 8/2021-SGT/SFF/ANEEL9, contribuindo para redução do efeito em -0,22%.
53. Cumpre ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
54. Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que
questionam a incidência sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL,
estando o tema em Consulta Pública nº 05/2020. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações
excepcionais, autoriza o uso antecipado a conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20%
do valor total de potencial crédito associado a respectiva ação judicial.
55. Neste sentido, foram considerados no processo, os créditos de PIS/COFINS já
compensados pela distribuidora nos meses de competência de jan/21 e fev/21, conforme proposto
na Carta SRE-005/202110 de 23 de março de 2021, no valor de R$ 29.377.800,00, com impacto
estimado de -1,31% e diferimento lastreado na expectativa de compensações futuras de R$
SRE-010/202111
162.224.000,00, conforme valor retificado pela Carta de 19 abril de 2021, com
impacto estimado de -7,22%.
56. Antecipação da reversão de créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente
de Reativos – UDER: conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET as distribuidoras
de contrato antigo (aquelas que optaram por não assinar os aditivos contratuais em 2016), a cada
Revisão Tarifária Periódica, os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente
de Reativos – ER são utilizados como redutores da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária
posterior ao 3CRTP.
57. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a
pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, está sendo
considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados
9 Documento SIC nº 48581.000515/2021.
10 Documento SIC nº 48513.007742/2021.
11 Documento SIC nº 48513.010513/2021.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL12, de 06 de abril de
2021. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, que contribuiu com uma
redução tarifária de -2,46%.
58. 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
UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles
revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a.
aplicado ao montante antecipado.
59. Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE: A respeito do
denominado componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de
dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU 13 de 18 de
novembro de 2020, concluiu que: "A remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de
janeiro de 2013 a junho de 2017 – remuneração do custo de capital – deve ser atualizada pela taxa
referente ao custo de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º,
da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do "efetivo pagamento", sendo incorporada à RAP
das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo prazo de oito
anos."
60. Considerando que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos
associados não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de
liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital
remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020)
descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da
dívida.
61. Em razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente
da pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa de "reperfilamento" desses pagamentos no
prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação. Nessa
alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, cuja Base de
Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a
acomodar o custo total relativo a essas instalações.
62. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos recursos administrativos interpostos
pelas concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, contra as
Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 e nº 2.717, todas de 30 de junho de 2020, que
homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida – RPR de 2018, conforme
processos listados na Tabela 14.
12 Documento SIC nº 48581.000531/2021.
13 Documento SIC nº 48516.002928/2020.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela 14: Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013
Concessionária Contrato de Concessão Processo de Revisão (SIC)

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

63. Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para
o ciclo 2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB
e de Fronteira – TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados.
64. Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, data a partir da qual serão efetivamente
aplicadas. Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, optou-se, de
forma excepcional, por antecipar o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às
distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro semestre.
65. Neste sentido, foi calculado um componente financeiro negativo, equivalente ao
montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar
de custos de transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura
econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse componente financeiro contribuiu para
redução tarifária de -1,59%.
66. O Gráfico 2 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
Custo de
Transmissão Encargos
10,2% Setoriais
9,3%
Custo de
Energia Custo de
43,4% Distribuição
37,2%
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
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Fls. 17 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
67. Já Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,6% para o ICMS
e 5,9% para o PIS e COFINS (total de 25,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 34,3%
por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Custo de
Encargos
Transmissão Setoriais
7,6% 6,9%
Custo de
ICMS
Energia
19,6%
32,3%
Tributos
25,5% PIS/COFINS
Custo de 5,9%
Distribuição
27,7%
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
68. A título de informação, apresenta-se no Gráfico 4 a evolução da tarifa B1-Residencial
da área de concessão da COSERN nos últimos dez anos (62,2%), comparada com a variação do IGPM (119,4%) e do IPCA (73,3%) no mesmo período.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
559,03
518,50
505,53
480,81
418,00
405,38
363,73 350,72 375,90
344,72 342,50
308,53
298,25
Reajuste Reajuste RTE 2013 Revisão Reajuste RTE 2015 Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 4. Evolução da tarifa Residencial B1
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Fls. 18 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
H. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
69. A Tabela 15 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no
período de abril/2020 a março/2021 e leva em consideração o provimento de diferenças devidas à
postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 22 de abril a 30 de junho de 2020.
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 920.925 | 2.592.905 | 3.513.830 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 67.207 | 652.888 | 720.094 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (266.802) | 589.144 | 322.341 |
| Subsídio Rural | (189.944) | 1.292.656 | 1.102.712 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 411.203 | 3.415.162 | 3.826.365 |
| Total | 942.589 | 8.542.754 | 9.485.343 |

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
70. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do
Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a
redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão nº 008/1997.
V.
DA CONCLUSÃO
71. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão no 008/1997, no que
consta do Processo nº 48500.005014/2020-67 e nas informações contidas nesta Nota Técnica,
opina-se:
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da COSERN, correspondendo a um
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,96% sendo de 11,18% em média para
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 8,27% 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 COSERN;
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. 19 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
72. 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)
CHARLES ALEXANDRE LENZA ROCHA ANDRÉ VALTER FEIL
Analista Superior IV Analista Administrativo
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
(*) Relação dos técnicos da SGT que participaram deste processo tarifário consta na tabela a seguir.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário
Nome Atividade
Charles Alexandre Lenza Rocha Técnico Responsável
Cecília Magalhães Francisco Consultor Técnico
Marcelo Hlebetz Consultor Técnico
Aline de Oliveira Moura Técnico – Suporte TI
Francisco de Mattos Faé Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Otávio Henrique Galeazzi Franco Coordenador - Processos Tarifários
Geovane Anselmo Silveira Caputo Técnico Responsável – Análise de Mercado
Diego Luís Brancher Coordenador Adjunto - Estrutura Tarifária e Mercado
Robson Kuhn Yatsu Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
André Valter Feil 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
Wendell Cassemiro da Silva Técnico – Rede Básica e Conexão
André Lucio Neves Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Denis Perez Januzzi Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão
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Fls. 21 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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
ANEXO III – Análise dos Pleitos da Distribuidora
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Fls. 22 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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)14, 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 - | 1.0 | 28/12/2018 |

EER

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
14 O PRORET pode ser acessado em:
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Fls. 23 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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)
IRT = 1 0
RA
0
onde:
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Fls. 24 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze
meses anteriores ao reajuste em processamento;
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. 25 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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. 26 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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
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.
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Fls. 28 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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.
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.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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".
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
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Fls. 30 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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;
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.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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 elétrica15.
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.
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
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits16 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.
15 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.
16 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. 32 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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:
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 X17 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
17 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 33 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontramse nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET18.
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 Selic19.
18
Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

19 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. 34 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
➢ Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA
e na CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional.
➢
Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização,
foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao
cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.
➢
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam
salvos no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet.
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior
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 PRORET20, 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.
20
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Fls. 35 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
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.
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. 36 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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
PRORET21. 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 2,65%. 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 6,55% e
está detalhado no gráfico a seguir:
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário
21 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. 37 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,74% 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. 38 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
R$20
Milhões
R$15
R$10
R$5
R$0
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21
-R$5

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

EER Excedente CONER Cobertura
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER
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
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Fls. 39 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor
de R$ -23.785.873,41, o que representou uma redução no impacto da CVA de 1,04%.
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
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela
10.
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.
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Fls. 40 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
250 - Milhões
216

204 204 204 204 204 204 207 204 204 204
197 197 196 (20)
200 194 194

174 171 176 176 174 176
169 (40)
162
150 (60)
(80)
100
(100)
50
(120)
0 (140)
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21
Saldo Acumulado Preço Médio Tarifa de Cobertura
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2
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
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Fls. 41 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE
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.
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 3,99% 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.
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Fls. 42 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia
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
Item Impacto
Diferença entre preço realizado e tarifa de cobertura 0,29%
CCEAR-Q/MCSD 0,11%
MCSD EN -0,05%
CCEN 0,08%
Bilateral 0,10%
CCGF 0,22%
MVE -0,17%
Método 3 3,70%
Efeito Disponibilidade CCEN 0,01%
Risco Hidrológico e CCEAR-D* 2,49%
Demais Custos 1,20%
Total 3,99%
* Efeito conjungado do Método 2 e 3 para o CCEAR-D
Glosa de Energia
15. 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. 43 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória
Resultado no Mercado de Curto Prazo
16. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os
seguintes resultados:
•
O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora
entre 01/02/2020 e 01/01/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em
R$ 51.078.445,92 a preços de abril/2021.
•
Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 571.016,26 MWh, que representa
10,72% 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.
•
O Despacho nº 2.508/2020 homologou os valores da exposição e sobrecontratação
involuntária para os anos de 2016 e 2017. Desta forma, os limites de repasse puderam ser
aplicados.
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Fls. 44 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
•
Para o ano civil de 2016, a distribuidora estava sobrecontratada em 299.649,32 MWh, que
representava 5,40% do Mercado Regulatório. Toda a sobrecontratação foi considerada
voluntária, resultando no ajuste apurado de R$ 570.739,39.
•
Para o ano civil de 2017, a distribuidora estava sobrecontratada em 175.019,64 MWh, que
representava 3,21% do Mercado Regulatório, não havendo ajuste a ser apurado.
•
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$ 189.704,71.
•
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$ 51.838.890,02, já atualizado para preços de abril/2021, com
impacto de 2,31% no reajuste das tarifas.
17. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.
600
500
400
GWh
300
200
100
0
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21

Compra Venda Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
18. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro
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Fls. 45 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
no mercado de curto prazo 22 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da
distribuidora, descrita no gráfico anterior.
16 300
MILHÕES R$/MWH
14
250
12
10 R$
200
8
R$ 14,1
6 R$ 11,5 150
R$ 10,6
4 R$ 7,7 R$ 9,0 R$ 8,5
R$ 6,7
100
2
R$ 2,3
0 R$ 0,1 R$ 0,9
-R$ 0,8 -R$ 1,7 50
-2
-4 0
fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20 jan/21

Resultado MCP (R$) Pmix (R$/MWh) PLD (R$/MWh)
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD
Conta Bandeira
19. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro.
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e "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.
22 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. 46 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril 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
Itens Impacto
I - Impacto na CVA* 2,49%
Risco Hidrológico de CCGF 1,60%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas 2,30%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) -1,42%
II - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico -2,97%
Risco Hidrológico de CCGF -1,29%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas -1,69%
III - Receitas de MCP e ESS 3,46%
Resultado MCP R$51.268.150,63
Diferença de Preços entre Submercados** R$31.386.165,40
ESS + CONER -R$5.005.943,93
IV - Custo não coberto pelas bandeiras e previsão (I + II + II 2,97%
Risco Hidrológico de CCGF -1,92%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas -3,77%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) 8,66%
* Já descontada as receitas da Conta Bandeira
** Valor considerado em conjunto com o MCP na apuração da Conta Bandeira
20. Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas foi de 2,97%.
21. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual,
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 4,48%23.
23 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. 47 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
Item Impacto
Diferença entre preço realizado e tarifa de cobertura 0,29%
CCEAR-Q/MCSD 0,11%
MCSD EN -0,05%
CCEN 0,08%
Bilateral 0,10%
CCGF 0,22%
MVE -0,17%
Método 3 4,18%
Efeito Disponibilidade CCEN 0,01%
Risco Hidrológico e CCEAR-D* 2,97%
Demais Custos 1,20%
Total 4,48%
* Efeito conjungado do Método 2 e 3 para o CCEAR-D
22. Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação,
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o
limite de sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de janeiro de 2020 a
dezembro de 2020, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 10,72%.
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Fls. 48 Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021.
ANEXO III
ANÁLISE DOS PLEITOS DA DISTRIBUIDORA
Em 23 de março de 2021 a COSERN encaminhou, por meio da Carta SRE-005/202124, proposta de
reajuste tarifário no qual merece destaque o pleito específico: Compensação por Mini e Micro
Geração Distribuída (MMGD).
Da Compensação por MMGD
A COSERN solicita a compensação associada às MMGD, nos seguintes termos:
[...]
Considerando que as regras previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 482/12 (alterada pela REN
687/15), que trata do sistema de compensação de créditos da mini e micro geração, não contemplam a
obrigação de pagamento da TUSD por parte desses clientes, tendo em vista o efetivo uso da rede e, assim, a
necessidade de recompor a receita da TUSD da concessionária, considerando o mercado realizado do último
período, estamos solicitando financeiro no valor de R$ 17.830.000, relativo ao subsídio concedido o qual não
está coberto pela CDE prevista no Decreto nº 7891/13.
Vale destacar que em nov/20, o TCU publicou o Acórdão nº 3063/2020, com o entendimento de que
a revisão das regras do segmento no âmbito da CP 25/19 era válida. Apontou, no entanto, que o sistema de
compensação de energia elétrica "não remunera adequadamente o uso do sistema de distribuição,
transferindo custos para os usuários que optaram por não instalar a geração própria", da forma como está
estruturado. E que estaria em desacordo com o artigo 13 da Lei 8.987/1995, por instituir diferenciação tarifária,
sem lei que a autorize, entre os consumidores com e sem a mini e micro GD.
Assim, embora que não esteja compondo índices da proposta de reajuste citados acima e na tabela
resumo anexa, apresentamos valores apurados para providências pela ANEEL da regularização desse déficit
que vêm se formando já há vários anos e notadamente com crescimento anual relevante.
[...]
Novamente, tem-se que o assunto em discussão está sendo tratado em outro processo, o
qual contempla especificamente o aprimoramento da Resolução Normativa nº 482/2012/ANEEL.
Não cabe à SGT, no âmbito do processo tarifário ordinário, afastar a aplicação de regras vigentes ou
tomar decisões a respeito de assuntos que não são de sua competência exclusiva. Sendo assim, o
pleito em questão não foi acatado pela SGT.
24Documento SIC nº 48513.007742/2021.
DOCUMENTO Superintendência ASSINADO DIGITALMENTE de Gestão POR: Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005014/2020-67
DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, CHARLES ALEXANDRE LENZA ROCHA, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, ANDRE VALTER FEIL