* 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 
 
48500.005021/2020-69 
Nota Técnica n° 236/2021-SGT/ANEEL 
 
 
Em 20 de outubro de 2021. 
 
 
 
Processo nº: 48500.005020/2020-14 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à EDP São Paulo Distribuição de 
Energia S.A. (EDP SP) e demais providências 
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 
2021. 
 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021, a vigorar a 
partir de 23 de outubro de 2021, calculado em conformidade com as disposições legais e 
normativas, com as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de 
Distribuição 202/1998 e seus termos aditivos e com a metodologia de cálculo descrita nas versões 
vigentes dos Submódulos do PRORET e sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. - EDP SP, sediada na cidade de São Paulo, 
atende aproximadamente 2,0 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa atualmente o faturamento anual na ordem de R$ 5,0 bilhões. 
 
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal 
 
* Fonte: SAMP – competência junho/2021. 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.831.984
         
340.102
           
25,5%
Industrial
13.127
               
706.825
           
52,9%
Comercial
139.754
            
151.049
           
11,3%
Rural
5.271
                 
5.163
                
0,4%
Iluminação Pública
3.368
                 
23.596
             
1,8%
Poder Público
10.211
               
21.719
             
1,6%
Serviço Público
1.521
                 
48.168
             
3,6%
Demais classes
165
                    
39.725
             
3,0%
Total 
2.005.401
         
1.336.347
        
100%
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Número: 48581.001607/2021-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
3. 
Em 20 de outubro de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2020 da 
EDP SP, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.790/2020, por meio da qual as tarifas foram, 
em média, reajustadas em 4,82%. 
 
4. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou à Superintendência de Regulação de 
Mercado – SRM1 e à Superintendência de Fiscalização Financeira - SFF2 informações pertinentes a 
cada superintendência acerca do processo de reajuste tarifário da Distribuidora.  
 
5. 
Em virtude da crise de saúde pública, em 9 de setembro de 2021, a SGT realizou 
reunião virtual com os representantes da EDP SP, prestando os esclarecimentos cabíveis acerca da 
metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a serem observados para 
entrega de informações e documentos. 
 
6. 
O Memorando nº 156/2021-SRM/ANEEL3, de 21 de setembro de 2021, informou que 
a EDP SP possui contrato bilateral de compra e venda de energia.  
 
7. 
Em 29 de setembro de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 280/2021-SFF/ANEEL4, 
validando os Pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras. 
 
8. 
Em 13 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou 
ao Conselho de Consumidores da EDP SP5 as planilhas de cálculo do reajuste, conforme dispõe a 
Resolução Normativa nº 6526, de 17 de março de 2015. 
 
9. 
Em 14 de outubro de 2021, por meio da Correspondência CT-EDP-SP-063/2021, a EDP 
SP solicitou reconhecimento do montante de crédito já habilitado pela Receita Federal do Brasil – 
RFB, em poder da Distribuidora, como componente financeiro extraordinário negativo7. 
 
10. 
Em 15 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou 
nova versão de cálculo ao conselho de consumidores da EDP SP, considerando reversão dos créditos 
de Pis/Cofins indicados pela EDP SP na Correspondência CT-EDP-SP-063/20218. 
 
11. 
Em 15 de outubro de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EDP SP encontrava-se adimplente9 com suas 
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto 
no art. 10 da Lei nº 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
1 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001523/2020-00). 
2 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SicNet 48581.001521/2020-00). 
3 Documento SicNet nº 48580.000741/2021-00. Contrato bilateral celebrado com a Investco (UHE Lajeado). 
4 Documento SicNet nº 48536.003471/2021-00. 
5 Documento SicNet nº 48513.001603/2021-00. 
6 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015652.pdf. 
7 Documento SicNet nº 48513.001611/2021-00. 
8 Documento SicNet nº 48581.001613/2021-00. 
9 Documento SicNet nº 48581.001614/2021-00. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005021/2020-69 
12. 
Em 20 de outubro de 2021, mediante solicitação do diretor relator, a 
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou nova versão de cálculo à concessionária, 
incluindo financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica. 
 
13. 
No mesmo dia, tendo em vista a nova versão de cálculo recebida, por meio da 
Correspondência CT-EDP-SP-064/202110, a EDP SP solicitou retificação do montante de créditos de 
PIS/Cofins informado na Correspondência CT-EDP-SP-063/2021. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
14. 
O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro 
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com a fórmula prevista nos contratos de concessão 
das distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da métrica de reajuste, são repassadas as 
variações dos custos de Parcela A e atualizados os custos referentes à Parcela B, corrigida pelo índice 
de inflação constante no Contrato de Concessão (IGPM), deduzido do Fator X. Os detalhes das 
metodologias aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I. 
 
B. Período de Referência 
 
15. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EDP SP é de outubro/2020 
a setembro/2021. 
 
C. Receita Anual 
 
16. 
No cálculo da Receita Anual verificada (RA0), foram considerados os dados de 
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, conforme demonstrado 
na Tabela 2. 
 
 
10 Documento SicNet nº 48581.001638/2021-00 
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* 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 48500.005021/2020-69 
Tabela 2. Mercado no Período de Referência 
 
 
 
 
D. PARCELA A 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
17. 
Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, 
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores 
estabelecidos pela ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados, estão demonstrados na Tabela 3: 
 
Tabela 3. Encargos Setoriais 
 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
18. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da Concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, 
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
19. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela 4: 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
7.601.224
          
3.998.243.644
  
A2   (88 a 138 kV)
60.830
                
23.898.582
        
A4   (2,3 kV a 25 kV)
1.693.123
          
771.262.470
     
BT  (menor que 2,3 kV)
5.847.270
          
3.203.082.592
  
Suprimento
48.612
                
16.758.316
        
Livres A1
30.890
                
4.406.867
          
Demais Livres
7.785.488
          
933.092.663
     
Distribuição
393.562
             
20.304.181
        
Geração
-
                      
6.999.416
          
Total
15.859.776
        
4.979.805.087
  
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.254.833
          
7.917.569
          
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
783.262.791
     
815.939.244
     
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
86.898.459
       
59.268.750
       
DSP nº 2.690/2021
PROINFA
111.741.860
     
126.333.544
     
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
40.458.287
       
46.862.956
       
  Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
202.905
             
190.607
             
Contribuição 2021
Total de Encargos Tarifários
1.028.819.135
  
1.056.512.670
  
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Número: 48581.001607/2021-00
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 7 .601.224 3.998.243.644
A2 (88 a 138 kV) 6 0.830 2 3.898.582
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1 .693.123 771.262.470
BT (menor que 2,3 kV) 5 .847.270 3.203.082.592
Suprimento 4 8.612 1 6.758.316
Livres A1 3 0.890 4.406.867
Demais Livres 7 .785.488 933.092.663
Distribuição 3 93.562 2 0.304.181
Geração - 6.999.416
Total 1 5.859.776 4.979.805.087
Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 .254.833 7 .917.569 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 783.262.791 815.939.244 REH 2.864/2021 e DSP 939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 86.898.459 59.268.750 DSP nº 2.690/2021
PROINFA 111.741.860 126.333.544 ReH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 40.458.287 46.862.956 Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS 202.905 190.607 Contribuição 2021
Total de Encargos Tarifários 1 .028.819.135 1 .056.512.670
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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Fls. 5 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
 
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Energia Requerida e Perdas Regulatórias 
 
20. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além do 
montante necessário ao atendimento dos consumidores, devem ser acrescentadas as perdas de 
energia, inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia 
elétrica, além daquelas decorrentes dos furtos, erros de medição, erros no processo de faturamento 
e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.  
 
21. 
A Tabela 5 mostra os valores das perdas adotados no reajuste tarifário da EDP SP, 
ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas estão conformes os valores 
determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2019, homologada por meio da REH nº 2.629/2019. 
 
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
22. 
A Tabela 6 lista os requisitos de energia elétrica da EDP SP para atendimento ao seu 
mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de 
venda da Concessionária. 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
376.164.754
      
356.680.768
   
Rede Básica Fronteira
97.441.172
        
93.801.405
     
Rede Básica ONS (A2)
517.748
              
526.140
           
MUST Itaipu
43.582.295
        
38.182.121
     
Transporte de Itaipu
59.054.467
        
45.995.020
     
Conexão
20.126.058
        
16.941.901
     
Total dos Custos de Transporte
596.886.495
      
552.127.356
   
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
8,30%
8,07%
REH 2.629/2019
Técnica (s/ merc. injetado)
4,06%
4,06%
REH 2.629/2019
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,07%
1,97%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
5.847.270
          
5.847.270
          
SAMP
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Número: 48581.001607/2021-00
Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 3 76.164.754 3 56.680.768
Rede Básica Fronteira 9 7.441.172 9 3.801.405
Rede Básica ONS (A2) 5 17.748 5 26.140
MUST Itaipu 4 3.582.295 3 8.182.121
Transporte de Itaipu 5 9.054.467 4 5.995.020
Conexão 2 0.126.058 1 6.941.901
Total dos Custos de Transporte 5 96.886.495 5 52.127.356
Perdas DRA DRP Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 8,30% 8,07% REH 2.629/2019
Técnica (s/ merc. injetado) 4,06% 4,06% REH 2.629/2019
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,07% 1,97% CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh) 5 .847.270 5 .847.270 SAMP

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005021/2020-69 
Tabela 6. Energia Requerida (MWh) 
 
 
b. Valoração da Compra de Energia 
 
23. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
24. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da Concessionária, que apura as sobras ou os déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço, como 
mostra a tabela abaixo. 
 
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
Itaipu 
Tarifa de Repasse de Potência 
REH 2.812/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.902/2021 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Preços 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Preços 
Previsão SGT 
 
25. 
A Tabela 8 exibe os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes 
de energia adquirida. 
 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
7.649.836
        
7.649.836
        
Fornecimento
7.601.224
        
7.601.224
        
Suprimento 
48.612 MWh
48.612 MWh
Consumidores Livres
8.209.940
        
8.209.940
        
Consumidores Rede Básica
30.890
             
30.890
             
Perdas Totais
1.386.706
        
1.388.164
        
Perdas Rede Básica
183.074
           
174.584
           
Perdas na Distribuição
1.203.632
        
1.213.580
        
Perda Não Técnica
485.335
           
471.731
           
Perda Técnica
718.297
           
741.850
           
Energia Requerida
9.036.542
        
9.038.001
        
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Número: 48581.001607/2021-00
Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
Mercado Total 7 .649.836 7 .649.836
Fornecimento 7 .601.224 7 .601.224
Suprimento 48.612 MWh 48.612 MWh
Consumidores Livres 8 .209.940 8 .209.940
Consumidores Rede Básica 30.890 30.890
Perdas Totais 1 .386.706 1 .388.164
Perdas Rede Básica 183.074 174.584
Perdas na Distribuição 1 .203.632 1 .213.580
Perda Não Técnica 485.335 471.731
Perda Técnica 718.297 741.850
Energia Requerida 9 .036.542 9 .038.001
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.821/2020  
  Itaipu      Tarifa de Repasse de Potência      REH 2.812/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.902/2021  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Preços      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Preços      Previsão SGT  
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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Fls. 7 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços 
 
 
E. PARCELA B 
 
26. 
O cálculo da Parcela B é realizado pela diferença entre a Receita Verificada e os custos 
de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é corrigido pelo IGP-M (indicador 
oficial de inflação, conforme o Contrato de Concessão) e ajustado pelo Fator X. A Tabela 9 
demonstra o cálculo da Parcela B e os respectivos parâmetros associados: 
 
Tabela 9. Cálculo da Parcela B 
 
 
 
F. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
27. 
Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem aos direitos e às obrigações relativos à diferença entre receitas e despesas de itens em que 
a Concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às concessionárias. A Tabela 10 consolida os valores dos componentes financeiros neste 
reajuste da EDP SP. 
 
Tabela 10. Componentes Financeiros 
 
Contratos
Contratado
(MWh)
Considerado
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilateral
12.356
                
9.778
                  
293,26
   
2.867.480
            
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
6.447.310
          
5.102.073
          
255,35
   
1.302.826.421
    
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
3.556.855
          
2.814.714
          
304,34
       
856.642.188
        
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.421.826
          
1.125.161
          
241,28
   
271.482.125
        
Madeira e Belo Monte
1.468.629
          
1.162.198
          
150,32
   
174.702.108
        
Energia Base
4.911.938
          
3.926.150
          
214,46
   
842.001.443
        
Cota Angra I/Angra II
378.079
             
299.193
             
249,64
   
74.690.473
          
Cotas Lei n º 12783/2013
2.390.223
          
1.891.501
          
122,65
   
231.990.493
        
Itaipu (tirando as perdas)
1.956.276
          
1.548.097
          
345,79
   
535.320.477
        
PROINFA
187.359
             
187.359
             
-
         
-
                         
Total
11.359.248
        
9.038.001
          
237,63
   
2.147.695.345
    
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B - DRA (R$)
1.282.773.837
  
TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M
24,86%
SGT/ANEEL
(3) Fator X
1,03%
(3.1) Componente Pd do Fator X
0,96%
REH 2.629/2019
(3.2) Componente T do Fator X
0,00%
REH 2.629/2019
(3.3) Componente Q do Fator X
0,07%
PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))]
1.588.367.689
  
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Número: 48581.001607/2021-00
Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
Bilateral 1 2.356 9.778 293,26 2.867.480  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 6.447.310 5.102.073 255,35 1.302.826.421  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 3.556.855 2.814.714 3 04,34 8 56.642.188
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 1.421.826 1.125.161 241,28 2 71.482.125
Madeira e Belo Monte 1.468.629 1.162.198 150,32 1 74.702.108  
Energia Base 4.911.938 3.926.150 214,46 8 42.001.443  
Cota Angra I/Angra II 378.079 299.193 249,64 74.690.473
Cotas Lei n º 12783/2013 2.390.223 1.891.501 122,65 2 31.990.493
Itaipu (tirando as perdas) 1.956.276 1.548.097 345,79 5 35.320.477
PROINFA 187.359 187.359 - -  
Total 1 1.359.248 9.038.001 237,63 2.147.695.345  
Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 1.282.773.837 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 24,86% SGT/ANEEL
(3) Fator X 1,03%
(3.1) Componente Pd do Fator X 0,96% REH 2.629/2019
(3.2) Componente T do Fator X 0,00% REH 2.629/2019
(3.3) Componente Q do Fator X 0,07% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 1.588.367.689
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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Fls. 8 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
 
 
 
G. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
1. Resultados 
 
28. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EDP SP conduz a um efeito médio nas tarifas a 
ser percebido pelos consumidores de 12,39%. Este efeito decorre: (i) do reajuste dos itens de custos 
de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no Contrato de Concessão, para a formação da 
Receita Requerida; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário 
para compensação nos 12 meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no processo tarifário anterior, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento. 
 
29. 
A Tabela 11 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a 
variação entre os valores atuais e os estabelecidos neste processo tarifário, a contribuição de cada 
item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da 
concessionária.  
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
526.006.323
             
9,86%
CVA em processamento -Transporte
67.133.792
               
1,26%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
91.242.213
               
1,71%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(6.511.132)
                
-0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(46.047.247)
              
-0,86%
Sobrecontratação/exposição de energia
(66.123.462)
              
-1,24%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
491.606
                     
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
230.810.045
             
4,33%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(4.300)
                        
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(199.866.017)
            
-3,75%
Neutralidade da Conta Covid
6.993.229
                  
0,13%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(9.025.570)
                
-0,17%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(97.171.362)
              
-1,82%
Reversão de créditos de PIS/Cofins
(143.557.106)
            
-2,69%
Financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica
(222.456.833)
            
-4,17%
Total
131.914.179
             
2,47%
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Número: 48581.001607/2021-00
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 526.006.323 9,86%
CVA em processamento -Transporte 67.133.792 1,26%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 91.242.213 1,71%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (6.511.132) -0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (46.047.247) -0,86%
Sobrecontratação/exposição de energia (66.123.462) -1,24%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 491.606 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 230.810.045 4,33%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR (4.300) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 199.866.017) -3,75%
Neutralidade da Conta Covid 6 .993.229 0,13%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) (9.025.570) -0,17%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER (97.171.362) -1,82%
Reversão de créditos de PIS/Cofins ( 143.557.106) -2,69%
Financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica ( 222.456.833) -4,17%  
Total 1 31.914.179 2,47%  
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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Fls. 9 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021. 
 
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Processo nº 48500.005021/2020-69 
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
30. 
Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A 
contribuiu com 1,19%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 6,14%, 
conforme exposto. 
 
31. 
O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade 
tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta 
Tensão) e B (Baixa Tensão) estão apresentados na tabela abaixo: 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.697.031.249
  
3.756.335.370
  
1,6%
1,19%
70,3%
Encargos Setoriais
1.028.819.135
  
1.056.512.670
  
2,7%
0,56%
19,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.254.833
          
7.917.569
          
26,6%
0,03%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
783.262.791
     
674.524.366
     
-13,9%
-2,18%
12,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
                          
56.448.293
        
-
1,13%
1,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
84.966.585
        
-
1,71%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
86.898.459
        
59.268.750
        
-31,8%
-0,55%
1,1%
PROINFA
111.741.860
     
126.333.544
     
13,1%
0,29%
2,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
40.458.287
        
46.862.956
        
15,8%
0,13%
0,9%
ONS
202.905
             
190.607
             
-6,1%
-0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
596.886.495
     
552.127.356
     
-7,5%
-0,90%
10,3%
Rede Básica
376.164.754
     
356.680.768
     
-5,2%
-0,39%
6,7%
Rede Básica Fronteira
97.441.172
        
93.801.405
        
-3,7%
-0,07%
1,8%
Rede Básica ONS (A2)
517.748
             
526.140
             
1,6%
0,00%
0,0%
MUST Itaipu
43.582.295
        
38.182.121
        
-12,4%
-0,11%
0,7%
Transporte de Itaipu
59.054.467
        
45.995.020
        
-22,1%
-0,26%
0,9%
Conexão
20.126.058
        
16.941.901
        
-15,8%
-0,06%
0,3%
Custos de Aquisição de Energia
2.071.325.620
  
2.147.695.345
  
3,7%
1,53%
40,2%
PARCELA B
1.282.773.837
  
1.588.367.689
  
23,82%
6,14%
29,7%
IRT
4.979.805.087
  
5.344.703.060
  
7,33%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
131.914.179
     
2,47%
CVA em processamento - Energia
526.006.323
     
9,86%
CVA em processamento -Transporte
67.133.792
        
1,26%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
91.242.213
        
1,71%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(6.511.132)
         
-0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(46.047.247)
      
-0,86%
Sobrecontratação/exposição de energia
(66.123.462)
      
-1,24%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
491.606
             
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
230.810.045
     
4,33%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(4.300)
                 
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(199.866.017)
    
-3,75%
Neutralidade da Conta Covid
6.993.229
          
0,13%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(9.025.570)
         
-0,17%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(97.171.362)
      
-1,82%
Reversão de créditos de PIS/Cofins
(143.557.106)
    
-2,69%
Financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica
(222.456.833)
    
-4,17%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,59%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,39%
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Número: 48581.001607/2021-00
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3.697.031.249 3.756.335.370 1,6% 1,19% 70,3%      
Encargos Setoriais 1.028.819.135 1.056.512.670 2,7% 0,56% 19,8%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 .254.833 7 .917.569 26,6% 0,03% 0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 7 83.262.791 6 74.524.366 -13,9% -2,18% 12,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 0 5 6.448.293 - 1,13% 1,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 8 4.966.585 - 1,71% 1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 8 6.898.459 5 9.268.750 -31,8% -0,55% 1,1%
PROINFA 1 11.741.860 1 26.333.544 13,1% 0,29% 2,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 4 0.458.287 4 6.862.956 15,8% 0,13% 0,9%
ONS 2 02.905 1 90.607 -6,1% -0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 5 96.886.495 5 52.127.356 -7,5% -0,90% 10,3%      
Rede Básica 3 76.164.754 3 56.680.768 -5,2% -0,39% 6,7%
Rede Básica Fronteira 9 7.441.172 9 3.801.405 -3,7% -0,07% 1,8%
Rede Básica ONS (A2) 5 17.748 5 26.140 1,6% 0,00% 0,0%
MUST Itaipu 4 3.582.295 3 8.182.121 -12,4% -0,11% 0,7%
Transporte de Itaipu 5 9.054.467 4 5.995.020 -22,1% -0,26% 0,9%
Conexão 2 0.126.058 1 6.941.901 -15,8% -0,06% 0,3%      
Custos de Aquisição de Energia 2 .071.325.620 2 .147.695.345 3,7% 1,53% 40,2%      
PARCELA B 1.282.773.837 1.588.367.689 23,82% 6,14% 29,7%      
IRT 4.979.805.087 5.344.703.060 7,33% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 131.914.179 2,47%      
CVA em processamento - Energia    526.006.323 9,86%  
CVA em processamento -Transporte 6 7.133.792 1,26%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 9 1.242.213 1,71%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 6.511.132) -0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 46.047.247) -0,86%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 66.123.462) -1,24%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 4 91.606 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 2 30.810.045 4,33%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 4.300) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 199.866.017) -3,75%
Neutralidade da Conta Covid 6 .993.229 0,13%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) ( 9.025.570) -0,17%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER ( 97.171.362) -1,82%
Reversão de créditos de PIS/Cofins ( 143.557.106) -2,69%
Financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica ( 222.456.833) -4,17%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,59%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,39%      
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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Fls. 10 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
Tabela 12. Efeito médio  
 
 
32. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) a elevação dos custos de energia (TE), incluindo a CVA 
Energia e o financeiro da previsão do Risco Hidrológico, que afeta os consumidores cativos, de Baixa 
Tensão; (ii) a retirada de financeiros negativos associados a conta Covid que, no caso da EDP SP, foi 
constituída predominantemente, cerca de 60,1%, por itens de energia (TE); (iii) início do 
recolhimento do encargo CDE Conta Covid, cuja arrecadação é realizada considerando componente 
TE na mesma proporção dos benefícios concedidos, 60,1%; e (iv) a diminuição dos custos de rede 
básica e conexão, decorrente do reperfilamento dos custos de RBSE, que beneficia mais fortemente 
os consumidores livres. 
 
2. Análise Parcela A 
 
33. 
O total dos Encargos Setoriais variaram em 2,7% em relação ao processo tarifário 
anterior, correspondendo ao efeito médio de 0,56%. Destaca-se que, a partir deste processo, foi 
incluído o componente do Encargo CDE, denominado CDE – Conta Covid, relacionado ao pagamento 
do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinado a receber 
os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Com isso, os 
efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TUSD e na TE, são de 
1,13% e 1,71%, respectivamente. 
 
34. 
Os Custos de Transporte variaram -7,5%, correspondendo ao efeito de -0,90%. 
Destaca-se o reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados referente a 
Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e nas novas 
Receitas Anuais Permitidas (RAPs) das concessionárias de transmissão. 
 
35. 
Explica-se que o reperfilamento da dívida em questão 11  permitiu um menor 
pagamento do saldo devedor da RBSE nos ciclos tarifários de 2021-22 e 2022-23, período em que 
se espera uma pressão tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário 2023-24 
até 2027-28, quando se encerra o pagamento. 
 
11 A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos 
ativos, conforme Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00) 
de 18 de novembro de 2020, deve incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da 
Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020. A diferença entre a 
remuneração indicada e a remuneração até então aplicada por força de decisões judiciais liminares (IPCA), 
as quais foram cassadas, resultou em passivo financeiro o qual foi incorporado aos custos de transmissão 
para o período entre julho de 2020 até julho de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à RBSE, o 
pagamento desse passivo é reduzido no período entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a 
compensação nos anos subsequentes. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
4,41%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
16,74%
Efeito Médio AT+BT
12,39%
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Fls. 11 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
36. 
Os Custos de Compra de Energia variaram 3,7%, representando o efeito médio de 
1,53% nas tarifas. Destaca-se a atualização dos preços dos contratos de energia no ambiente 
regulado (CCEARs), que colaborou para o incremento observado, enquanto o preço e o montante 
de energia de Itaipu contribuíram para reduzir o efeito geral.  
 
37. 
A tabela e o gráfico abaixo detalham a variação dos montantes e do custo com 
compra de energia em relação ao processo anterior, por tipo de contrato: 
 
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia
 
 
 
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia 
 
 
3. Análise Parcela B 
38. 
A atualização da Parcela B representou 6,14% na composição do efeito médio, 
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 24,86% no período de referência, descontada do 
Fator X de 1,03%. 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
3.441.925
        
3.556.855
        
3,3%
286,75
       
304,34
       
6,1%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.421.826
        
1.421.826
        
0,0%
221,16
       
241,28
       
9,1%
Madeira e Belo Monte
1.468.629
        
1.468.629
        
0,0%
140,41
       
150,32
       
7,1%
Cota Angra I e Angra II
392.055
            
378.079
            
-3,6%
269,75
       
249,64
       
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
2.409.131
        
2.390.223
        
-0,8%
114,73
       
122,65
       
6,9%
Itaipu
2.063.727
        
1.956.276
        
-5,2%
355,55
       
345,79
       
-2,7%
Bilateral
12.356
              
12.356
              
0,0%
234,88
       
293,26
       
24,9%
Proinfa
194.768
            
187.359
            
-3,8%
-
              
-
              
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(2.367.875)
   
(2.333.603)
   
-1,4%
234,45
       
242,66
       
3,5%
TOTAL
9.036.542
    
9.038.001
    
0,0%
229,22
       
237,63
       
3,7%
1,53%
1,11%
0,46%
0,23%
-0,13%
0,34%
-0,52%
0,01%
0,03%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 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  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Proinfa  3 .441.925 3 .556.855 3,3%
1 .421.826 1 .421.826 0,0%
1 .468.629 1 .468.629 0,0%
3 92.055 3 78.079 -3,6%
2 .409.131 2 .390.223 -0,8%
2 .063.727 1 .956.276 -5,2%
1 2.356 1 2.356 0,0%
1 94.768 1 87.359 -3,8%  286,75 304,34 6,1%
221,16 241,28 9,1%
140,41 150,32 7,1%
269,75 249,64 -7,5%
114,73 122,65 6,9%
355,55 345,79 -2,7%
234,88 293,26 24,9%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  (2.367.875) (2.333.603) -1,4%  234,45 242,66 3,5%  
TOTAL  9.036.542 9.038.001 0,0%  229,22 237,63 3,7%  
1,53%
1,11%
0,46%
0,34%
0,23%
0,01% 0,03%
-0,13%
-0,52%
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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Fls. 12 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
39. 
No cálculo do Fator X de 1,03%, foram considerados os componentes Pd e T definidos 
na última Revisão Tarifária da EDP SP, de 0,96% e 0,00%, respectivamente. Já o valor componente 
Q do Fator X aplicado na atualização da Parcela B foi de 0,07%. 
 
4. Análise dos Componentes Financeiros 
 
40. 
Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
esses contribuíram com o efeito de 2,47% no atual reajuste tarifário da EDP SP. 
 
41. 
Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, que contribuiu para o efeito de 
9,86%, especialmente impactada pelo efeito do risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas 
Repactuadas (7,88%) e pelo efeito disponibilidade de CCEAR-D (+1,94%)12. 
 
42. 
O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo 
CVA em Processamento e dos Resultados de Mercado de Curto Prazo considerados neste processo 
tarifário.  
 
Mitigação dos efeitos tarifários 
 
43. 
Conforme reportado no início desta Nota técnica, foram adotados mecanismos para 
mitigar o aumento tarifário, com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor 
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor 
elétrico. Tais mecanismos contribuíram substancialmente para a modicidade tarifária em 2021. 
 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010 e REN n.º 376/2009) 
 
44. 
Trata-se de valores a serem revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução 
Normativa nº 41413, de 9 de setembro de 2010 e Resolução Normativa nº 37614, de 25 de agosto de 
2009. Referem-se aos recursos recebidos pela distribuidora, associados: (i) aos encerramentos 
contratuais antecipados entre distribuidora e seus consumidores15 e aos créditos que, após 60 
meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor16; e (ii) à rescisão de 
Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER antes da data de início do período de 
fornecimento em face da desistência do consumidor de retorno ao Ambiente de Contratação 
regulada – ACR17. 
 
12 De acordo com a Tabela I.5 do Anexo II, referente ao relatório de apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP, os 
custos associados aos riscos hidrológicos de CCGFs, Itaipu e Usinas Repactuadas alcançaram valores aproximadamente 
iguais a R$ 123,5 Milhões, 130,9 Milhões e 165,9 milhões, respectivamente. Por sua vez, o custo associado ao efeito 
disponibilidade observado no período foi aproximadamente 103,7 milhões. Destaque-se que os custos em questão 
foram atenuados pela reversão dos valores arrecadados pela conta bandeiras no período de apuração da CVA, cujo 
montante alocado no presente processo tarifário (Energia, ESS e MCP) é de aproximadamente R$ 199,4 milhões. 
13 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf. 
14 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2009376.pdf. 
15 §3º do Art. 70-A da REN nº 414/2010. 
16 §7º do Art. 88 da REN nº 414/2010. 
17 §2º do Art. 9º da REN nº 376/2009. 
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Fls. 13 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021. 
 
* 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 48500.005021/2020-69 
45. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular 
nº 08/2021-SGT/ANEEL, a EDP SP informou o volume contabilizado até dezembro de 2020. Esses 
valores foram atualizados até a data deste reajuste tarifário, contribuindo para a redução do efeito 
de -0,17%. Cumpre ressaltar que os montantes informados pela Concessionária passarão por 
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
 
 
Reversão Antecipada de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER 
 
46. 
Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de 
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não 
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela 
B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP. 
 
47. 
No entanto, com o intuito de mitigar a pressão tarifária em 2021, excepcionalmente 
neste processo tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos 
faturados entre a última revisão tarifária da Concessionária e a competência mais recente 
disponível, conforme valores declarados pela Distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 
9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 6 de abril de 2021.  
 
48. 
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro, que contribuiu com a 
redução tarifária de -1,82%. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da Concessionária, 
momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto 
entre os valores de UDER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, 
e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à Distribuidora o pagamento de spread de 2,8% a.a. 
aplicado ao montante antecipado. 
 
Antecipação dos créditos de PIS/COFINS sobre ICMS 
 
49. 
A EDP SP, por meio da Correspondência CT-EDP-SP-063/2021, 14 de outubro de 2021, 
posteriormente retificada pela Correspondência CT-EDP-SP-064/2021, de 20 de outubro de 2021, 
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ 143.557.106,49 decorrente de êxito da 
ação judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS 
cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. A EDP SP destaca que o pleito de devolução em 
questão não representa renúncia ao fee por ela requerido, além disso requer que seja dado 
tratamento com vistas a garantir a neutralidade com relação à variação de mercado no período de 
referência.  
 
50. 
Conforme indicado na Tabela 11, a antecipação proposta pela EDP representa 
redução média de -2,69% nas tarifas.  
 
51. 
Destaque-se que decisões relacionadas ao fee pleiteado pela Distribuidora e ao 
cálculo de neutralidade dos valores devolvidos nos processos tarifários devem ser tomadas no 
âmbito do processo associado à CP nº 005/2021, aberta especificamente para tratar de temas 
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Fls. 14 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021. 
 
* 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 48500.005021/2020-69 
relatos à devolução dos créditos tributários em tela.  
 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica 
 
52. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/202118, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22.  
 
53. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit 
acumulado pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das 
receitas de bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.  
 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do 
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta 
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:  
(...)  
 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas 
e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.  
 
54. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado 
pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para 
as tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os 
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.   
 
55. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária 
tem direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são 
acrescentados ou subtraídos dos processos tarifários ordinários.  
 
56. 
No processo da EDP SP, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada 
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a 
referência de julho.  Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da 
CVA será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.   
 
57. 
Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado 
pela distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez 
hídrica, que contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.  
 
58. 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e 
CVA) e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, 
 
18 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> 
Resolução nº 3 da REG. 
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Fls. 15 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021. 
 
* 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 48500.005021/2020-69 
propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de 
expurgar dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.  
 
59. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo 
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos 
custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. 
No processo tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela 
Taxa Selic.  
 
60. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da 
Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente 
processo tarifário, está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, de 
aproximadamente R$ 222,46 milhões, dividido em componentes de Energia e ESS, que contribuem 
para redução do efeito médio de 4,17%, conforme indicado na Tabela 10. 
 
61. 
O Gráfico 2 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da Concessionária. 
 
 
 
 
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
62. 
O gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
Distribuidora com tributos, utilizando as alíquotas médias nominais, informadas pela própria 
empresa, de 23,7% para o ICMS e 3,4% para o PIS e COFINS (total de 27,0% por dentro), o que 
equivale a uma majoração de 37,0% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os 
referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
Custo de 
Distribuição
29,7%
Custo de 
Energia
40,2%
Custo de 
Transmissão
10,3%
Encargos 
Setoriais
19,8%
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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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Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
63. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico 4 a evolução da tarifa B1-Residencial 
da EDP SP no período de 2012 a 2021 (103,7%), comparada com a variação do IGP-M (131,2%) e 
IPCA (77,2%) no mesmo período. 
 
 
 
Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2011-2021)  
 
IV Subvenção CDE - Descontos Tarifários  
 
64. 
A Tabela 14 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Distribuidora no 
período de competência de outubro/2021 a setembro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados 
no período de outubro/2020 a setembro/2021.  
 
Custo de 
Distribuição
21,7%
Custo de 
Energia
29,3%
Custo de 
Transmissão
7,5%
Encargos 
Setoriais
14,4%
ICMS
23,7%
PIS/COFINS
3,4%
Tributos
27,0%
312,22
348,94
285,86
304,94
367,78
433,41
500,57
402,99
397,50
487,30
561,53
525,73
546,11
635,92
Revisão
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Revisão
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Revisão
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
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Processo nº 48500.005021/2020-69 
Tabela 14. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
V. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
65. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei n.º 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do 
Anexo I do Decreto n.º 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n.º 9.427, de 26/12/2004, com a 
redação dada pelo art. 9° da Lei n.º 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão n.º 202/1998. 
 
VI. DA CONCLUSÃO 
 
66. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 202/1998-ANEEL, no 
que consta do Processo nº 48500.005020/2020-14 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da EDP SP, correspondendo a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 12,39% sendo de 4,41% em média para 
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 16,74% em média para 
aqueles conectados em Baixa Tensão (BT); 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da EDP SP; 
 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização 
de Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da 
estrutura tarifária. 
 
 
 
 
 
 
 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
954.816
           
9.226.714
        
10.181.530
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
1.147
                
114.877
           
116.024
           
Subsídio Distribuição
(8.634)
              
178.095
           
169.461
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(20.150)
            
740.336
           
720.186
           
Subsídio Rural
(27.574)
            
341.722
           
314.148
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(362)
                  
20.126
             
19.764
             
Total
899.244
           
10.621.870
     
11.521.114
     
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Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 9 54.816 9 .226.714 1 0.181.530
Subsídio Geração Fonte Incentivada 1 .147 1 14.877 1 16.024
Subsídio Distribuição ( 8.634) 1 78.095 1 69.461
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 20.150) 7 40.336 7 20.186
Subsídio Rural ( 27.574) 3 41.722 3 14.148
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 362) 2 0.126 1 9.764  
Total 8 99.244 1 0.621.870 1 1.521.114  
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VII. DA RECOMENDAÇÃO 
 
67. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do 
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Coordenador de Processo Tarifário de 
Distribuição 
 
 
(Assinado digitalmente) 
RAQUEL GONÇALVES CARVALHO 
Especialista em Regulação 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
(*) Relação dos técnicos da SGT que participaram deste processo tarifário consta de tabela na página seguinte. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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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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Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário 
 
Nome 
Atividade 
Leonardo de Araújo  
Técnico Responsável - Coordenador Adjunto – Processos 
Aline de Oliveira Moura 
Técnico – Suporte TI 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador – Processos Tarifários 
Marcelo Hlebetz  
Coordenador Adjunto – Monitoramento e Metodologias 
Otávio Henrique Galeazzi Franco 
Coordenador – Monitoramento e Metodologias 
Geovane Anselmo Silveira Caputo 
Suporte – SAMP e Análise de Mercado 
Diego Luís Brancher 
Coordenador Adjunto – Estrutura Tarifária e Mercado 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador – Estrutura Tarifária e Mercado 
Raquel Gonçalves Carvalho 
Técnico – CVA 
Vinícius Menezes Rodovalho 
Técnico – Descontratações (REN 711/2016) 
André Valter Feil 
Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização  
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização  
Leonardo de Paiva Rodrigues 
Técnico – Rede Básica e Conexão 
André Lucio Neves 
Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão  
Denis Perez Januzzi 
Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão  
 
 
 
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA 
 
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição 
ANEXO II - Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP  
 
 
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  Nome      Atividade  
  Leonardo de Araújo      Técnico Responsável - Coordenador Adjunto – Processos  
Aline de Oliveira Moura
Francisco de Mattos Faé      TTaércinfáicroio –s Suporte TI
Coordenador – Processos Tarifários    
Marcelo Hlebetz
Otávio Henrique Galeazzi Franco      Coordenador Adjunto – Monitoramento e Metodologias
/CMooorndietonraadmoer n–t Moroonceitsosroasm Teanritfoá reio Ms etodologias    
Geovane Anselmo Silveira Caputo
Diego Luís Brancher
Robson Kuhn Yatsu      Suporte – SAMP e Análise de Mercado
Coordenador Adjunto – Estrutura Tarifária e Mercado
Coordenador – Estrutura Tarifária e Mercado    
Raquel Gonçalves Carvalho
Vinícius Menezes Rodovalho
André Valter Feil
Felipe Augusto Cardoso Moraes      Técnico – CVA
Técnico – Descontratações (REN 711/2016)
Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização
Coordenador – Encargos e Comercialização    
Leonardo de Paiva Rodrigues
André Lucio Neves
Denis Perez Januzzi      Técnico – Rede Básica e Conexão
Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão    
          
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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Fls. 20 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
ANEXO I 
METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão 
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) 
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à 
prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita 
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)19, os quais têm caráter normativo e consolidam 
a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na 
legislação setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com 
as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1  
Procedimentos Gerais 
1.4 
28/03/2016 
3.2  
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
26/01/2018 
3.3  
Custos de Transmissão 
1.0 
17/03/2014 
3.4  
Encargos Setoriais 
1.0 
17/03/2014 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2  
CVA 
1.0 
28/03/2016 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4  
Demais Componentes Financeiros 
1.5 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Energia de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses de Compras de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
19 O PRORET pode ser acessado em: 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      Procedimentos Gerais      1.4      28/03/2016    
3.2      Custos de Aquisição de Energia      1.1      26/01/2018    
3.3      Custos de Transmissão      1.0      17/03/2014    
3.4      Encargos Setoriais      1.0      17/03/2014    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2      CVA      1.0      28/03/2016    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4      Demais Componentes Financeiros      1.5      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Energia de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses de Compras de Energia      1.0      28/03/2016    
6.2      Itaipu      1.0      01/06/2017    
6.3      Encargos de conexão A1      1.0      18/04/2012    
6.7      Centrais de Geração Angra 1 e 2      3.0      26/12/2018    
6.8      Bandeiras Tarifárias      1.9      01/06/2020    
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações                    
10.2      Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias      1.2      23/03/2015    
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Fls. 21 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e 
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de 
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta 
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as 
tarifas econômicas homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, 
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade. 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes 
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das 
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de 
capital eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia 
elétrica. 
 
8. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
9. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do 
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula 
Sétima do Contrato de Concessão: 
 
 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze 
meses anteriores ao reajuste em processamento; 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT

+
=
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0 
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Fls. 22 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia 
comprada em função do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado 
de Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior”, e o “Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior” e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou 
do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do 
mês anterior à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, 
a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
A. Definição do Período de Referência 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
B. Cômputo da Receita Anual 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
12. 
 
 
C. Cômputo da Parcela A 
 
13. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; 
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição 
de energia elétrica e geração própria. 
 
14. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
 
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1. Encargos Setoriais 
 
 
15. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são:  
 
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
 
16. 
Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, 
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em 
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
i) o desenvolvimento energético dos Estados;  
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,  
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão 
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas 
das concessionárias de distribuição;  
 
17. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores 
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário 
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, 
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350, 
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
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de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e 
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo 
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento 
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e 
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da 
CDE Conta-Covid. 
 
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  
 
18. 
Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET. 
 
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.  
 
19. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na 
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do 
PRORET. 
 
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
 
20. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo 
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de 
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica 
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET. 
 
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER 
 
21. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, 
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços 
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente 
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e 
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência 
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN. 
 
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE) 
 
22. 
 Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias 
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita 
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operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de 
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da 
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos 
percentuais de P&D e PEE. 
 
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição 
 
23. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT 
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
24. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
a. Custo de Rede Básica  
 
25. 
Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, 
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à 
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de 
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da 
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos 
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão 
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao 
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam 
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de 
forma proporcional às suas quotas-partes. 
 
26. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes 
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, 
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, valoradas 
pelas tarifas vigentes homologadas em junho de cada ano. 
 
b. Custo de Conexão 
 
27. 
Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e 
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
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28. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
29. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do 
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução 
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de 
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação 
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores 
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de 
serviço, sem efeitos retroativos. 
 
30. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados 
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, 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. 
 
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional  
 
31. 
Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela 
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de 
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela 
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição 
 
32. 
Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras 
Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as 
partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de 
demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo 
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em 
resolução da distribuidora acessada. 
 
3. Compra de Energia 
 
33. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
34. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação 
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
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35. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 
4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela 
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos 
de compra de energia vigentes na data da revisão. 
 
36. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados 
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por 
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto n° 7.246, de 
28/07/2010;  as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da 
desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de 
licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano.  
 
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto nº 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra no Submódulo 12.6 do PRORET; 
 
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras 
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para 
o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12.6 do PRORET;  
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas 
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;  
 
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da 
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 
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Fls. 28 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de 
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e 
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº 
9.074, de 7/7/1995, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004; 
 
ix) Suprimento: 
refere-se 
à 
energia 
comercializada 
entre 
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária 
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é 
estabelecida pela ANEEL; 
 
x) Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se 
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras 
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto. 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
37. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas 
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na 
distribuição e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A 
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o 
atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
38. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não 
técnicas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas 
representam o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos 
processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não 
técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas 
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, 
erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição, dentre outros. 
 
39. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de 
distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas 
Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica20.  
 
40. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto 
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os 
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
20 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução 
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada 
acessante da referida instalação. 
 
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b. Valoração da Compra de Energia 
 
41. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
42. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 
10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
43. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits21 considerando o período de 
referência em questão.  
 
44. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos 
Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com 
Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
45. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.  
 
D. Cômputo da Parcela B 
 
46. 
O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que 
estabelece que o Valor da Parcela “B”, VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de 
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma: 
 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
 
onde: 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado 
de Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior” e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
47. 
Já o valor da Parcela “B” (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é 
calculado da seguinte forma: 
 
 
21 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, 
ambos relativos ao período de referência. 
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VPB1 = VPB0 x (IGPM – X) 
 
onde: 
 
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, 
ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o 
do mês anterior à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice 
sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e 
 
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
48. 
O Fator X22 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme 
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o 
equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir 
essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
 
 
onde: 
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
49. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das 
unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das 
distribuidoras 
 
50. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2 – Custos Operacionais do PRORET. 
 
51. 
Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da 
qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o 
comportamento de indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados 
indicadores dos serviços técnicos e comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes 
indicadores e o atendimento aos padrões estabelecidos pela ANEEL. 
 
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico 
 
52. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica 
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e 
 
22 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET23. 
 
53. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste 
tarifário anual são:  
 
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais 
 
54. 
Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima 
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais 
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os 
respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC. 
 
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
 
55. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões 
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de 
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária 
anual são atualizados pela Selic24. 
 
➢ Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA 
e na CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de 
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
 
➢ Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, 
foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao 
cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.  
 
➢ A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam 
salvos no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar 
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
 
 
23 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em 
http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret 
 
24 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, 
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil 
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa 
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos 
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros 
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à 
data do reajuste. 
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3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.  
56. 
Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n° 
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário 
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o 
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado 
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de 
juros SELIC verificada.  
 
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia 
 
57. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET25, aprovado 
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia 
 
58. 
Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou 
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de 
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das 
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
6. Demais Componentes Financeiros 
59. 
Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do 
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário. 
 
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
60. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia 
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
61. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras 
são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual 
foi criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
62. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às 
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e 
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária 
vigente. 
 
 
25 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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63. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, 
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta 
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
64. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o 
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes 
sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural 
e; serviço público de irrigação. 
 
65. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve 
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos 
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT deve utilizar o mercado considerado no período de referência 
deste processo tarifário. 
 
 
 
 
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Anexo II – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens 
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os 
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do 
PRORET26. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 6,15%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na 
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para 
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no 
cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 12,82% 
e está detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
26 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela 
aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo 
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. 
Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.  
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Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 3,74% de redução no 
reajuste das tarifas. 
5. 
A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram 
significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.  
ESS/EER 
6. 
Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio 
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação 
de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde 
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o 
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA. 
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
 
 
7. 
Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no 
processo tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão 
apresentados nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3. 
 
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Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
 
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho 
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros 
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor 
de R$ -105.829,85, o que representou uma redução no impacto da CVA de 0,002%. 
-R$5
R$0
R$5
R$10
R$15
R$20
R$25
R$30
R$35
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
-R$6
-R$4
-R$2
R$0
R$2
R$4
R$6
R$8
R$10
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Fls. 37 Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 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 48500.005021/2020-69 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de 
compra de energia da distribuidora.  
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
 
 
10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela 
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura 
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a 
área em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
374
191
192
215
245
237
255
233
205
208
220
318
286
206
206
206
213
229
229
229
229
229
229
229
229
229
 (40)
 (20)
 -
 20
 40
 60
 80
 100
 120
0
50
100
150
200
250
300
350
400
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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  318
286                                                                        
                                                                          
  255
245 229 237 229 229 233229 229 229 229
220                                                                  229      
                                                                          
  215213
206 206 206
191 192                                            205      208                      
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005021/2020-69
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11. 
A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia 
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
 
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
 
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Processo nº 48500.005021/2020-69 
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.  
 
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 9,86% pode ser segregado para 
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e 
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade 
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas 
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão 
detalhados no gráfico a seguir a seguir.  
 
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
 
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 
 
 
15. 
Assim, do efeito da CVA Energia de 9,86%, destacam-se os seguintes pontos: 
• 7,98% de efeito de risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas e efeito 
disponibilidade de CCEAR-D.  
• 0,73% de impacto da diferença entre o preço de Itaipu e a cobertura concedida. 
 
Glosa de Energia 
 
16. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma 
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
 
 
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Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
17. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os 
seguintes resultados: 
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora 
entre 01/08/2020 e 01/07/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em 
R$ -68.517.479,26 a preços de outubro/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 975.647,7 MWh, que representa 
10,94% do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo 
considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante 
definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor recalculado com o montante de 
exposições/sobrecontratações involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste 
processo tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2022. 
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação 
do ano civil de 2019 e 2020. 
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de 
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado 
financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ 1.100.605,73. 
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• Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das 
recontabilizações, é de R$ -66.123.461,95, já atualizado para preços de outubro/2021, com 
impacto de -1,24% no reajuste das tarifas. 
 
18. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de 
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
 
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
19. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de 
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro 
no mercado de curto prazo 27 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
27 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com 
base na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço 
e tarifa média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço 
Médio dos contratos (Pmix).  
0
200
400
600
800
1.000
1.200
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
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Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
Conta Bandeira 
20. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar 
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. 
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta 
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens 
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta 
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
R$ 15,7
R$ 9,5
-R$ 3,2
-R$ 17,8
-R$ 0,4
R$ 0,9
R$ 2,1
R$ 6,2
R$ 14,5
R$ 7,4
-R$ 6,3
-R$ 59,9
-200
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
-70
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
mai/21
jun/21
jul/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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R  $ 15  ,7
R  $ 9,  5 R$ 2,1 R      $ 6,  R
2  $ 14  ,5
R  $ 7,  4    
-R$ 3,2
-R          $ 17  -R$ 0,4 R$ 0,9
-R$ 6,3
,8                
                            
                            
-R                          $ 59  ,9
                            
                            
                            
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Processo nº 48500.005021/2020-69 
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão 
de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
21. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada 
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta 
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas 
Repactuadas foi de 5,71%.  
22. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, 
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e 
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 7,58%28.  
 
 
 
 
 
28 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas 
Repactuadas.  
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Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
23. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, 
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o 
limite de sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de agosto de 2020 a agosto 
de 2021, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 7,90%. 
 
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 DAVI ANTUNES LIMA, RAQUEL GONCALVES CARVALHO, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA
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