* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                
 
 
Nota Técnica n° 159/2021-SGT/ANEEL                                                                                                                                   
 
Em 13 de julho de 2021. 
 
 
 
 
Processo nº: 48500.005038/2020-16 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda. 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 MUX Energia - 
Muxfeldt Marin & Cia. Ltda., a vigorar a partir de 22 de julho de 2021, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sexta dos 
Contratos de Concessão de Distribuição 087/2000 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 II 
desta Nota Técnica. 
 
II -  DOS FATOS 
 
2. 
A MUX Energia, sediada na cidade de Tapejara/RS, atende aproximadamente 12,2 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual 
na ordem de R$ 30,2 milhões. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
   Fonte: SAMP – competência junho/2021. 
 
3. 
Por intermédio da REH nº 2.730/2020, foi homologado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 
da MUX Energia, o que implicou em efeito tarifário médio de 8,90%, com vigência a partir de 22 de julho 
de 2020. 
 
4. 
Em 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. 
 
5. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e a 
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
6. 
Em 25 de junho de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 176/2021-SFF/ANEEL3, com os 
valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda, dos Excedente de Reativos e das Outras Receitas, 
além das informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras 
relativas à MUX Energia.  
 
7. 
O Memorando nº 118/2021-SRM/ANEEL4, de 05 de julho de 2021, a SRM informou os 
respectivos montantes e preços de repasse do contrato bilateral de compra e venda de energia que a 
concessionária possui. 
 
 
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
3 Documento SIC nº 48536.002294/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48580.000519/2021-00. 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
10.353
1.811
29,3%
Industrial
64
2.939
47,5%
Comercial
1.698
851
13,8%
Rural
14
9
0,2%
Iluminação Pública
6
354
5,7%
Poder Público
78
81
1,3%
Serviço Público
17
142
2,3%
Demais classes
4
2
0,0%
Total 
12.234
6.190
100%
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
8. 
Em 09 de julho de 2021, a MUX Energia protocolou nova Carta5 solicitando a consideração 
de parte dos créditos habilitados junto à Receita Federal do Brasil, referente a PIS/PASEP e COFINS, no 
montante de R$ 1.750.000,00, com objetivo de mitigar o efeito do presente reajuste para os 
consumidores finais. 
 
9. 
Nessa mesma data, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da MUX Energia6 as 
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
 
10. 
Em 12 de julho de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF7, a MUX Energia se encontra adimplente com suas 
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no 
art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de março de 
2004. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
11. 
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 e atualizados os custos referentes à Parcela B, esta 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 
 
12. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da MUX Energia é de julho/2020 a 
junho/2021. 
 
C. Receita Anual 
 
13. 
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 
 
 
5 Documento SIC nº 48513.018651/2021-00. 
6 Documento SIC nº 48581.001075/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48581.001078/2021-00. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
conforme demonstrado na tabela a seguir. 
 
Tabela 2. Mercado no Período de Referência 
 
 
 
 
D. PARCELA A 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
14. 
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 abaixo: 
 
Tabela 3. Encargos Setoriais 
 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
15. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu 
e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
16. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste 
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
63.444
                
28.047.027
          
A4   (2,3 kV a 25 kV)
27.385
                
10.383.306
          
BT  (menor que 2,3 kV)
36.058
                
17.663.722
          
Demais Livres
12.993
                
2.197.860
            
Total
76.437
                
30.244.887
          
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
32.350
                  
34.638
                  
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
4.007.344
            
4.517.132
            
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
614.667
                
429.162
                
DSP nº 2.049/2021
PROINFA
551.929
                
700.255
                
REH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
265.106
                
290.383
                
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
5.471.397
            
5.971.570
            
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Número: 48581.001089/2021-00
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 6 3.444 28.047.027
A4 (2,3 kV a 25 kV) 2 7.385 10.383.306
BT (menor que 2,3 kV) 3 6.058 17.663.722
Demais Livres 1 2.993 2.197.860
Total 7 6.437 30.244.887
Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 32.350 34.638 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 4.007.344 4.517.132 REH 2.864/2021 e DSP 939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 6 14.667 4 29.162 DSP nº 2.049/2021
PROINFA 5 51.929 7 00.255 REH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 2 65.106 2 90.383 Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários 5.471.397 5.971.570
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
 
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
17. 
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, assim como as 
referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento e das unidades 
consumidoras sem equipamento de medição. A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados 
no atual reajuste tarifário da MUX Energia, ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-
técnicas utilizados estão conforme os valores determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2017, 
homologada por meio da REH nº 2.270/2017. 
 
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
18. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da MUX Energia para 
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o 
mercado de venda da concessionária. 
 
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
MUST Itaipu
266.509
                
238.290
             
Transporte de Itaipu
330.356
                
228.888
             
Uso do sistema de distribuição
5.923.219
            
7.244.843
          
Total dos Custos de Transporte
6.520.084
            
7.712.021
          
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
1,90%
1,90%
REH 2.270/2017
Técnica (s/ merc. injetado)
6,12%
6,12%
REH 2.270/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,51%
2,51%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
36.058
36.058
SAMP
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Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)
MUST Itaipu 2 66.509 2 38.290
Transporte de Itaipu 3 30.356 2 28.888
Uso do sistema de distribuição 5 .923.219 7 .244.843
Total dos Custos de Transporte 6 .520.084 7 .712.021
Perdas DRA DRP Referência  
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 1,90% 1,90%  REH 2.270/2017
Técnica (s/ merc. injetado) 6,12% 6,12% REH 2.270/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,51% 2,51% CCEE (últimos 12 meses)  
Mercado Baixa Tensão (MWh) 36.058 36.058 SAMP  
  
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 6. Energia Requerida (MWh) 
 
 
 
b. Valoração da Compra de Energia 
 
19. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece os 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. 
 
20. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, considerando 
o período de referência em questão e as informações de montante e preço, conforme tabela abaixo. 
 
 
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Preços e montantes 
Mem. nº 118/2021-SRM/ANEEL 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
Previsão SGT 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
 
21. 
A Tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
 
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
63.444
                  
63.444
                  
Fornecimento
63.444
                  
63.444
                  
Consumidores Livres
12.993
                  
12.993
                  
Perdas Totais
7.452
                    
7.452
                    
Perdas Rede Básica
1.738
                    
1.738
                    
Perdas na Distribuição
5.714
                    
5.714
                    
Perda Não Técnica
684
                        
684
                        
Perda Técnica
5.030
                    
5.030
                    
Energia Requerida
70.896
                  
70.896
                  
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Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)
Mercado Total 6 3.444 6 3.444
Fornecimento 63.444 63.444
Consumidores Livres 12.993 12.993
Perdas Totais 7 .452 7 .452
Perdas Rede Básica 1.738 1.738
Perdas na Distribuição 5.714 5.714
Perda Não Técnica 6 84 6 84
Perda Técnica 5.030 5.030
Energia Requerida 7 0.896 7 0.896
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes      Mem. nº 118/2021-SRM/ANEEL  
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.821/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      Previsão SGT  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
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Fls. 7 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços 
 
 
 
4. Receitas Irrecuperáveis 
 
22. 
Para a MUX Energia, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por 
classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Tabela 9: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
23. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da MUX Energia é de 
18.549, cujo efeito médio no atual reajuste foi de 0,00%. 
 
E. PARCELA B 
 
24. 
Basicamente, o cálculo da Parcela B é efetuado considerando a TUSD fio B vigente aplicado 
ao Mercado de Referência, acrescenta-se as receitas referentes a Ultrapassagem de Demanda (UD), 
Excedente de Reativos (ER) e Outras Receitas (OR) do último processo tarifário e esse saldo é corrigido 
pela inflação e pelo Fator X. Após isso, desconta-se as receitas referentes a Ultrapassagem de Demanda 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilaterais
35.040
                           
32.854
                           
166,51
           
5.470.482
            
COPEL-GT
35.040
                           
32.854
                           
166,51
           
5.470.482
            
Energia Base
40.469
                           
38.042
                           
203,03
           
7.723.611
            
Geração Própria
5.622
                              
5.272
                              
231,79
           
1.221.899
            
Cota Angra I/Angra II
2.263
                              
2.122
                              
249,64
           
529.754
               
Cotas Lei n º 12783/2013
18.010
                           
16.886
                           
118,51
           
2.001.204
            
Itaipu (tirando as perdas)
12.999
                           
12.188
                           
325,79
           
3.970.753
            
PROINFA
1.574
                              
1.574
                              
-
                  
-
                        
Total
75.509
                           
70.896
                           
186,10
           
13.194.092
         
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
10.831.382
                    
0,08%
13.808
    
Industrial
11.798.083
                    
0,00%
195
          
Comercial
5.256.725
                      
0,05%
4.526
      
Rural
84.501
                            
0,01%
20
            
Iluminação Pública
1.036.133
                      
0,00%
-
           
Poder Público
364.148
                         
0,00%
-
           
Serviço Público
860.853
                         
0,00%
-
           
Demais
13.061
                            
0,00%
-
           
TOTAL 
30.244.887
                    
-
                              
18.549
    
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Número: 48581.001089/2021-00
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
Bilaterais 35.040 32.854 1 66,51 5 .470.482  
COPEL-GT 35.040 32.854 166,51 5 .470.482  
Energia Base 40.469 38.042 2 03,03 7 .723.611  
Geração Própria 5 .622 5 .272 231,79 1 .221.899
Cota Angra I/Angra II 2 .263 2 .122 2 49,64 529.754
Cotas Lei n º 12783/2013 18.010 16.886 1 18,51 2 .001.204
Itaipu (tirando as perdas) 12.999 12.188 3 25,79 3 .970.753
PROINFA 1 .574 1 .574 - -  
Total 75.509 70.896 1 86,10 13.194.092  
DESCRIÇÃO - Tipo RECEITA (R$) Percentual RI Reais RI  
Residencial 1 0.831.382 0,08% 13.808
Industrial 1 1.798.083 0,00% 1 95
Comercial 5.256.725 0,05% 4.526
Rural 8 4.501 0,01% 20
Iluminação Pública 1.036.133 0,00% -
Poder Público 364.148 0,00% -
Serviço Público 860.853 0,00% -
Demais 1 3.061 0,00% -  
TOTAL 3 0.244.887  - 18.549
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Fls. 8 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
(UD), Excedente de Reativos (ER) e Outras Receitas (OR) do atual reajuste. A tabela abaixo demonstra o 
cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros associados: 
 
Tabela 10. Cálculo da Parcela B 
 
 
 
F. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
25. 
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 a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
5.440.394
          
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,07984
             
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
5.874.746
      
SGT/ANEEL
(4) IPCA
6,96%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
1,87%
(5.1) Componente Pd do Fator X
0,67%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
1,19%
REH 2.270/2017
(5.3) Componente Q do Fator X
0,01%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
485.416
         
(6.1) Outras Receitas (OR)
409.413
             
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
33.418
                
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
42.584
                
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
5.660.186
          
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Número: 48581.001089/2021-00
Descrição Valores Referência  
(1) Parcela B Ano Anterior 5.440.394 TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB 1,07984 SGT/ANEEL  
(3) Parcela B econômica = (1)*(2) 5.874.746 SGT/ANEEL  
  Indicador econômico oficial
(5) Fator X 1,87%  
(5.1) Componente Pd do Fator X 0,67% Pd Ex-Post  
(5.2) Componente T do Fator X 1,19%  REH 2.270/2017
(5.3) Componente Q do Fator X 0,01% PRORET 2.5 A  
(6) UDEROR 485.416  
(6.1) Outras Receitas (OR) 409.413 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 3 3.418 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 4 2.584 Valores fiscalizados - SFF  
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 5.660.186  
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 11. Componentes Financeiros 
 
 
 
G. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
1. Resultados 
 
26. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da MUX Energia conduz a um efeito médio nas tarifas a 
ser percebido pelos consumidores de 9,84%.  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. 
 
27. 
A tabela a seguir 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.  
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
1.855.090
           
6,13%
CVA em processamento - Transporte
90.497
                 
0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
760.092
              
2,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
5.153
                   
0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(2.627)
                  
-0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
364.968
              
1,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(31.268)
               
-0,10%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(180)
                     
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(34.158)
               
-0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
1.723.826
           
5,70%
Ajuste CUSD
41.917
                 
0,14%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.442.234)
          
-4,77%
Ajuste Reversão Conta-Covid
469
                      
0,00%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(1.750.000,00)
    
-5,79%
Recálculo da Neutralidade das Receitas Irrecuperáveis do RTA de 2018
(23.238,27)
          
-0,08%
Total
1.558.307
           
5,15%
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Número: 48581.001089/2021-00
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 1.855.090 6,13%
CVA em processamento - Transporte 9 0.497 0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 760.092 2,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 5.153 0,02%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  ( 2.627)  -0,01%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 364.968 1,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (31.268) -0,10%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável (180) 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia (34.158) -0,11%
Previsão de Risco Hidrológico 1.723.826 5,70%
Ajuste CUSD 4 1.917 0,14%
Reversão do Risco Hidrológico ( 1.442.234) -4,77%
Ajuste Reversão Conta-Covid 469 0,00%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS (1.750.000,00) -5,79%
Recálculo da Neutralidade das Receitas Irrecuperáveis do RTA de 2018 ( 23.238,27) -0,08%      
Total 1 .558.307 5,15%      
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 12. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
28. 
Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu com 
6,92%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 0,73%, conforme mostrado na 
tabela acima. 
 
29. 
O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade tarifária 
a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa 
Tensão) estão apresentados na tabela abaixo: 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
24.804.493
           
26.896.232
           
8,43%
6,92%
82,61%
Encargos Setoriais
5.471.397
              
5.971.570
              
9,14%
1,65%
18,34%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
32.350
                   
34.638
                   
7,07%
0,01%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
4.007.344
              
4.206.692
              
4,97%
0,66%
12,92%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
170.367
                 
100,00%
0,56%
0,52%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
140.073
                 
100,00%
0,46%
0,43%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
614.667
                 
429.162
                 
-30,18%
-0,61%
1,32%
PROINFA
551.929
                 
700.255
                 
26,87%
0,49%
2,15%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
265.106
                 
290.383
                 
9,53%
0,08%
0,89%
Custos de Transmissão
6.520.084
              
7.712.021
              
18,28%
3,94%
23,69%
MUST Itaipu
266.509
                 
238.290
                 
-10,59%
-0,09%
0,73%
Transporte de Itaipu
330.356
                 
228.888
                 
-30,71%
-0,34%
0,70%
Uso do sistema de distribuição e CCD
5.923.219
              
7.244.843
              
22,31%
4,37%
22,25%
Custos de Aquisição de Energia
12.795.901
           
13.194.092
           
3,11%
1,32%
40,53%
Receitas Irrecuperáveis
17.111
                   
18.549
               
8,40%
0,00%
0,06%
PARCELA B
5.440.394
              
5.660.186
              
4,04%
0,73%
17,39%
IRT
30.244.887
           
32.556.418
           
7,64%
7,64%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1.558.307
              
5,15%
CVA em processamento - Energia
1.855.090
              
6,13%
CVA em processamento - Transporte
90.497
                   
0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
760.092
                 
2,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
5.153
                      
0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(2.627)
                    
-0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
364.968
                 
1,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(31.268)
                  
-0,10%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(180)
                        
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(34.158)
                  
-0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
1.723.826
              
5,70%
Ajuste CUSD
41.917
                   
0,14%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.442.234)
            
-4,77%
Ajuste Reversão Conta-Covid
469
                         
0,00%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(1.750.000)
            
-5,79%
Recálculo da Neutralidade das Receitas Irrecuperáveis do RTA de 2018
(23.238)
                  
-0,08%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,95%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,84%
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Fls. 11 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 13. Efeito médio  
 
 
30. 
A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa 
Tensão) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo variações. 
 
 
2. Análise Parcela A 
 
31. 
O total dos Encargos Setoriais variaram 9,14% em relação ao processo tarifário anterior, 
correspondendo a um efeito médio de 1,65%. Destaca-se que, 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, destinado a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das 
distribuidoras em 2020. Com isso, os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid 
alocada na TE e na TUSD, são, respectivamente, de 0,46% e 0,56%. Por outro lado, os Encargos de ESS/EER 
apresentaram um efeito redutor de 0,61%, visto que, com a recente aprovação dos novos parâmetros das 
Bandeiras Tarifárias pela Aneel, houve uma redução da cobertura de ERR, de 60% para 40%, da receita 
fixa dos geradores. 
 
32. 
Os Custos de Transporte tiveram uma variação de 18,28%, correspondendo a um efeito de 
3,94%. Esse expressivo aumento decorre das novas tarifas de uso do sistema de distribuição da RGE Sul, 
conforme a REH nº 2.880/2021, correspondendo a um impacto de 4,37%. 
 
33. 
Os Custos de Compra de Energia tiveram uma variação de 3,11%, representando um efeito 
médio de 1,32% nas tarifas. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento dos custos de energia 
provenientes do contrato bilateral que a empresa possui com a COPEL-GT (reajustado pelo IPCA) e de 
geração própria (reajustado pelo IGP-M). Associado a isso, foi identificada uma redução do custo de Itaipu, 
o qual é indexado no dólar, cuja cotação passou de R$ 5,23 (no processo passado) para R$ 5,03 (no atual 
processo). 
 
34. 
A tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra 
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,91%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
9,11%
Efeito Médio AT+BT
9,84%
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Fls. 12 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Tabela 14. Variação de montante e custo de energia
 
 
 
Gráfico 1. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
3. Análise Parcela B 
 
35. 
A atualização da Parcela B representou 0,73% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IPCA, de 8,35% no período de referência, descontada do Fator X de 3,74%. 
 
4. Análise dos Componentes Financeiros 
 
36. 
Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, esses 
contribuíram com o efeito de 5,15% no atual reajuste tarifário. 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Cota Angra I e Angra II
2.428
                   
2.263
                   
-6,8%
269,75
                
249,64
                
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
17.651
                 
18.010
                 
2,0%
112,02
                
118,51
                
5,8%
Itaipu
12.641
                 
12.999
                 
2,8%
340,97
                
325,79
                
-4,5%
Bilateral
32.844
                 
35.040
                 
6,7%
159,32
                
166,51
                
4,5%
Geração Própria
5.622
                   
5.622
                   
0,0%
170,74
                
231,79
                
35,8%
Proinfa
1.576
                   
1.574
                   
-0,1%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(1.867)
                  
(4.613)
                  
147,1%
181,77
                
190,33
                
4,7%
TOTAL
70.896
                 
70.896
                 
0,0%
180,49
                
186,10
                
3,1%
1,32%
-0,18%
0,28%
-0,42%
0,61%
1,02%
0,00%
Total
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Geração
Própria
 Proinfa
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Geração Própria
Proinfa  2 .428 2.263 -6,8%
1 7.651 18.010 2,0%
1 2.641 12.999 2,8%
3 2.844 35.040 6,7%
5 .622 5.622 0,0%
1 .576 1.574 -0,1%  2 69,75 2 49,64 -7,5%
1 12,02 1 18,51 5,8%
3 40,97 3 25,79 -4,5%
1 59,32 1 66,51 4,5%
1 70,74 2 31,79 35,8%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  (1.867) (4.613) 147,1%  1 81,77 1 90,33 4,7%  
TOTAL  7 0.896 7 0.896 0,0%  1 80,49 1 86,10 3,1%  
1,32%
1,02%
0,61%
0,28%
0,00%
-0,18%
-0,42%
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Fls. 13 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
37. 
Destaca-se a CVA Energia, com efeito de 6,13%, impactada principalmente pelos custos 
relacionados aos riscos hidrológicos associados as Usinas Repactuadas, CCGF e Itaipu Binacional. 
 
38. 
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA de Encargos Setoriais, com 
efeito de 2,51%, decorrente da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que 
estão associadas aos encargos de ESS/EER. 
 
39. 
O Anexo I desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo da CVA em 
Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo tarifário. 
 
40. 
Ressalta-se ainda outro financeiro, com efeito negativo neste processo, concernente os 
créditos de PIS/COFINS. Trata-se de um componente financeiro relacionado ao provimento de ação 
judicial proposta pela distribuidora questionando a constitucionalidade da incidência do ICMS na base de 
cálculo do PIS/PASEP e COFINS, cuja devolução dos créditos aos consumidores ainda está sendo 
regulamentada pela ANEEL. No entanto, conforme o Despacho nº 361/2021, em situações excepcionais, 
foi autorizado pela Agência o uso antecipado desses recursos para aliviar o efeito nas tarifas. Desse modo, 
em 09 de julho de 2021, a concessionária solicitou a compensação de R$ 1,750 mi para reversão como 
componente financeiro negativo extraordinário, contribuindo com uma redução de 5,79% no efeito 
médio. 
 
41. 
Também merece destaque a inclusão de um componente financeiro relacionado ao 
recálculo da neutralidade das receitas irrecuperáveis de 2018. Esse componente tarifário tem como 
origem uma necessidade de ajuste no cálculo do reajuste de 2018, no qual foram considerados 
percentuais inadequados relacionados ao cômputo da neutralidade das receitas irrecuperáveis naquele 
processo. Desse modo, está sendo revertido às tarifas dos consumidores da distribuidora o valor de R$ 
23,2 mil, cujo efeito foi de -0,08% nas tarifas. 
 
 
5. Informações complementares 
 
42. 
O gráfico a seguir demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
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Fls. 14 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
 
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
43. 
Já o gráfico abaixo ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela própria 
empresa, de 26,2% para o ICMS e 4,2% para o PIS e COFINS (total de 30,4% por dentro), o que equivale a 
uma majoração de 43,6% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na 
sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
44. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da MUX Energia no período de 2011 a 2021 (65,87%), comparada com a variação do IGP-M (131,19%) e 
IPCA (74,08%) no mesmo período. 
 
Custo de 
Distribuição
17,4%
Custo de 
Energia
40,5%
Custo de 
Transporte
23,7%
Encargos 
Setoriais
18,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
Custo de       
Distribuição
12,1%
Custo de            
Energia
28,2%
Custo de     
Transmissão
16,5%
Encargos          
Setoriais
12,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
26,2%
PIS/COFINS 4,2%
Tributos 
30,4%
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
 
Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2011-2021)  
 
H. Subvenção CDE - Descontos Tarifários  
 
45. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de julho/2021 a junho/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 
julho/2020 a junho/2021.  
 
Tabela 15. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
46. 
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 Sexta dos Contratos de Concessão nº 087/2000. 
346,65
364,97
297,27
311,67
376,90
490,27
480,88
415,00
409,79
446,90
518,22
485,22
527,79
575,00
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
14.442
             
58.976
             
73.417
             
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
441
                   
4.811
                
5.252
                
Subsídio Rural
(188)
                  
507
                   
320
                   
Total
14.695
             
64.294
             
78.989
             
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Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 14.442 58.976 73.417
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 441 4 .811 5 .252
Subsídio Rural ( 188) 507 320  
Total 14.695 64.294 78.989  
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
V. DA CONCLUSÃO 
 
47. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 087/2000, no que consta 
do Processo nº 48500.005038/2020-16 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da MUX Energia, correspondendo a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,84% sendo de 10,91% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 9,11% 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 MUX Energia; e 
iii) 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. 
 
 
 
VI. DA RECOMENDAÇÃO 
 
48. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DEVETH LIMA FERREIRA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
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Fls. 17 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
ANEXO I 
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 PRORET8. 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 4,15%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da 
CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados 
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 8,95% e está 
detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
8 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. 18 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
 
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 2,57% 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 em que 
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. 
 
 
 
 
 
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Fls. 19 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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. 
 
 
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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Fls. 20 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
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Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho ANEEL n° 
986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros disponíveis no fundo 
de reserva para alívio futuro de encargos.  
 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra 
de energia da distribuidora.  
 
 
 
 
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Fls. 21 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
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Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
 
 
10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela aplicação 
do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura tarifária concedida 
e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área em cinza representa o 
saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
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, 
138
138
138
138
183
187
185
190
185
179
183
180
182
186
179
180
160
160
160
160
160
160
167
181
181
181
181
181
181
181
181
181
 (0)
 -
 0
 0
 0
 0
 1
 1
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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                          160      160      167                                                      
                                                                                            
    138      138      138                                                                            
                                                                                            
                                                                                            
                                                                                            
                                                                                            
                                                                                            
                                                                                            
                                                                                            
                                                                                            
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cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados 
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
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.  
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Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 6,13% pode ser segregado para cada 
tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação da 
receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-D, Risco 
Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas, conforme 
custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão detalhados no gráfico a seguir a 
seguir.  
 
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
-50
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia, 
segregado em Método 2 e 3 
 
 
Glosa de Energia 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga real 
inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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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 no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/05/2020 e 01/04/2021, com base em 
dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -29.013,66 a preços de julho/2021. 
• Para o ano civil de 2017: Sobrecontratação de energia de 224 MWh, que representa 0,31% do Mercado 
Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido no Decreto nº 5.163/2004, não 
há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do mercado de curto prazo. 
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto 
Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 2015, limitado a um período de 5 
anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de carga, contratos e PLD percebido, informadas pela 
CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ -
5.144,47. 
 
17. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto 
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
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Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
18. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra 
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado 
de curto prazo9 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no 
gráfico anterior10.  
 
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
 
9 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).  
10 O PLD de março/21 está “distorcido” em razão do montante líquido comercializado no curto prazo neste mês ser de apenas 0,06 MWh.  
0
1
2
3
4
5
6
7
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
-R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
-R$ 0,0
-R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
-R$ 0,0
-R$ 0,0
-20.000
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
0
0
0
0
0
0
0
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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R              $ 0,  0    
                    
R
R$ 0,0 R$ 0,0
R$ 0,0  $ 0,  0
R$ 0,0            R$ 0,0    
-R$ 0,0                    -R$ 0,0
-R      $ 0,  0 -R  $ 0,  0 -R$ 0,0        
                    
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Fls. 27 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
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. 
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de 
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
20. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no 
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o 
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi 
de 0,77%.  
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Fls. 28 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
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 2,72%11.  
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
22. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, de 
forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite de 
sobrecontratação involuntária para o período. 
 
 
 
 
 
11 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. 29 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
ANEXO II 
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 tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante 
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016 
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 12, 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 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
 
 
12 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
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Fls. 30 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra 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 
 
 
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 da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme 
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração 
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o 
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de 
Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: 
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de 
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
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. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada 
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: 
 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
RR: Receita Requerida; 
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  Módulo 6 – Demais Procedimentos        
6.1    Limites de Repasses dos custos de Compra 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  
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Fls. 31 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o 
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação 
setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na 
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação 
da Inflação (IVI) e o Fator X; 
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do 
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento 
tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo 
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de 
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão 
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da 
ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados 
no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões 
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes 
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de 
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário 
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta 
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
III.1. 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. 
 
 
III.2. CÔMPUTO DE 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.  
 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii) 
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia 
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
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: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 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: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• 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;  
• 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 pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;  
• 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  
• 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. 
 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante 
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão 
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos 
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º 
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 
2013. 
 
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia 
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em 
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução 
Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário 
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. 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; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
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; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 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; 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 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; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 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; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
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.  
 
17. 
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.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica 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. 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
19. 
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, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL 
por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio 
de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão 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 das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
22. 
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. 
 
23. 
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. 
 
24. 
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, considera-se 
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. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional 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. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição 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 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
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. 
 
28. 
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”.  
 
29. 
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. 
 
30. 
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:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos 
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto 
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas; 
 
• 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 
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de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para 
o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
• 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 encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do 
PRORET; 
 
• Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo 
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET; 
 
 
• 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;  
 
• 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; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram 
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no 
Art. 15 do mesmo decreto;  
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
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 
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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. 
 
32. 
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. 
 
33. 
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 elétrica13.  
 
34. 
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. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
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. 
 
36. 
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. 
 
 
 
13 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da 
referida instalação. 
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37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 14 considerando o período de 
referência em questão.  
 
38. 
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.  
 
39. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de 
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe 
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, 
conforme fórmula abaixo: 
 
𝑉𝑅𝐼=
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}  
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
 
 
 
 
14 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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III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela 
“B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma: 
 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓     
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de 
potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e 
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo 
2.7A; e 
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da 
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1,  definido como:  
 
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário. 
 
 
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44. 
O Fator X15 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no 
Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados 
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e 
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula 
abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
45. 
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. 
 
46. 
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 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação 
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
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 encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET16. 
 
49. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário 
anual são:  
 
 
 
15 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
16  Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em 
http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret 
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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Fls. 42 Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade 
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula 
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais 
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 
 
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da 
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindo-
se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio 
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada 
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, 
de 24/1/2002. 
• A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de 
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da 
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 
• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o 
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada 
especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, 
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes 
financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 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 tarifário anual são atualizados 
pela Selic17. 
 
 
17 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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
• 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. 
 
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. 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. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET18, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
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. 
 
51. 
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. 
 
 
 
18 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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52. 
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. 
 
53. 
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  
 
54. 
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. 
 
55. 
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. 
 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201619, de 14 de junho de 2016, publicar 
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as 
 
 
19 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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                                 Processo nº 48500.005038/2020-16 
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com 
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
58. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as 
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma 
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE 
sobre as glosas realizadas. 
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 DAVI ANTUNES LIMA, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, DEVETH LIMA FERREIRA, FRANCISCO DE MATTOS FAE
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