* 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 
 
48500.005029/2020-25. 
Nota Técnica n° 282/2021-SGT/ANEEL 
 
 
Em 02 de dezembro de 2021. 
 
 
 
Processo nº: 48500.005029/2020-25 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à Energisa Acre Distribuidora de 
Energia S/A - EAC e demais providências 
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 
2021. 
 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa 
Acre Distribuidora de Energia S/A - EAC, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, calculado em 
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas 
na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição 003/2018 e seus termos aditivos e de 
acordo com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a 
qual é sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 
e a Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
3. 
Em 8 de dezembro de 2020, foi aprovado a revisão tarifária extraordinária de 2020 
da Energisa Acre - EAC, conforme Resolução Homologatória – REH no 2.820/2020, por meio da qual 
as tarifas foram, em média, reajustadas em 2,95%. 
 
4. 
Em 5 de novembro de 2021, por meio da  Nota Técnica nº 250/2021-SGT/SFF/ANEEL3, 
de 05 de novembro de 2021, que trata da “Avaliação do impacto da segregação dos ativos 
classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para 
 
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
3 Documento SIC nº 48581.001772/2021-00. 
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Número: 48581.001953/2021-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro 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 48500.005029/2020-25 
o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Acre 
Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021”, a SGT 
recomendou adequação da Parcela B da concessionária em função do pagamento, com recursos da 
RGR, dos ativos classificados como AIC. A deliberação sobre o assunto estava prevista para a 45ª 
RPO (processo correspondente, 48500.007050/2019-00) sendo transferida para a 46ª POR (item 15 
no bloco da pauta) já com minuta de voto e ato disponibilizadas em 2/12/2021. 
 
5. 
Em 13 de novembro de 2021, a SGT realizou reunião virtual com os representantes 
da EAC, 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 n.º 183/2021-SRM/ANEEL, de 16 de novembro de 2021, informou os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia da concessionária. 
 
7. 
Em 18 de novembro de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 358/2021-SFF/ANEEL, 
validando os Pagamentos de itens da Parcela A, Garantias Financeiras e Receitas de UDEROR. 
 
8. 
Em 02 de dezembro de 2021, a distribuidora encaminhou a Carta ENERGISAAC/VPR-
ANEEL/Nº011/2021, oferecendo a “possibilidade de diferir o montante de R$ 44.600.000,00 
(quarenta e quatro milhões e seiscentos mil reais), a ser reintegrado à distribuidora corrigido pela 
variação da SELIC quando da liberação dos recursos financeiros de eventual empréstimo setorial ao 
longo do ano de 2022 ou, na ausência deste, a partir do próximo evento tarifário.” 
 
9. 
Em 02 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores 
versões finais das planilhas de cálculo relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a 
Resolução Normativa - REN n° 652, de 17 de março de 2015. 
 
10. 
Segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de 
Administração e Finanças - SAF, a EAC encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais, 
o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, 
de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
11. 
O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro 
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das 
distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações 
dos custos de Parcela A e atualizados os custos referentes à Parcela B, esta corrigida  pelo índice de 
inflação, constante no contrato de concessão, deduzido o Fator X. Os detalhes das metodologias 
aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I desta nota técnica. 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005029/2020-25 
B. Período de Referência 
 
12. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EAC é de dezembro/2020 
a novembro/2021. 
 
C. Receita Anual 
 
13. 
A EAC, sediada na cidade de Rio Branco – AC, atende aproximadamente 280 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento 
anual na ordem de R$ 592 milhões. 
 
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal 
 
* Fonte: SAMP – competência outubro/2021. 
 
14. 
No cálculo da Receita 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. 
Tabela 2. Mercado no Período de Referência 
 
 
 
D. PARCELA A 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
226.621
52.182
49,1%
Industrial
312
7.230
6,8%
Comercial
22.664
20.216
19,0%
Rural
26.484
4.944
4,7%
Iluminação Pública
378
5.822
5,5%
Poder Público
3.262
10.501
9,9%
Serviço Público
223
4.442
4,2%
Demais classes
53
977
0,9%
Total 
279.997
106.314
100%
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
1.056.293
         
576.383.366
       
A3a (30 kV  a 44 kV)     
7.055
                 
2.868.727
            
A4   (2,3 kV a 25 kV)
186.598
             
80.563.947
         
BT  (menor que 2,3 kV)
862.641
             
492.950.692
       
Suprimento
9.179
                 
1.959.389
            
Demais Livres
53.250
               
13.681.983
         
Total
1.118.723
         
592.024.738
       
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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 48500.005029/2020-25 
15. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores estabelecidos pela 
ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os dispositivos legais 
associados estão demonstrados na Tabela 3: 
 
Tabela 3. Encargos Setoriais 
 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
16. 
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. 
 
17. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário estão demonstrados na Tabela 4: 
 
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 
 
18. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia 
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, 
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, 
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição. 
  
19. 
A tabela 5 apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da EAC, 
ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão conforme os 
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.080.818
              
1.145.899
            
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
22.741.599
            
48.785.336
         
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
10.288.588
            
6.757.038
            
DSP nº 2.690/2021
PROINFA
7.445.420
              
9.108.650
            
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
5.472.823
              
5.838.384
            
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
47.029.247
            
71.635.307
         
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Rede Básica
14.968.551
               
10.589.177
       
Rede Básica Fronteira
11.507.609
               
13.616.245
       
Conexão
1.251.099
                  
1.457.033
         
Total dos Custos de Transporte
27.727.259
               
25.662.455
       
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005029/2020-25 
valores determinados na Subcláusula 3ª da Cláusula 20º do Contrato de Concessão, sendo os valores 
das perdas técnicas homologados conforme REH no 2.588/2019. 
 
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
20. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da EAC para atendimento ao 
seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de 
venda da concessionária. 
 
Tabela 6. Energia Requerida (MWh) 
 
 
b. Valoração da Compra de Energia 
 
21. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei n.º 10.848/2004 e ao Decreto n.º 
5.163/2004. 
 
22. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço, conforme 
Tabela 7. 
 
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Preços e montantes 
Memo. nº 183/2021-SRM/ANEEL 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.902/2021 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
16,46%
16,46%
 Subcláusula 3ª da Cláusula 
20º Contrato de concessão 
Técnica (s/ merc. injetado)
9,85%
9,85%
REH 2.349/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,10%
2,10%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
862.641
862.641
SAMP
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
1.056.293
                  
1.056.293
           
Fornecimento
1.056.293
                  
1.056.293
            
Consumidores Livres
53.250
                        
53.250
                 
Perdas Totais
308.023
                     
308.023
               
Perdas Rede Básica
28.284
                        
28.284
                 
Perdas na Distribuição
279.739
                     
279.739
               
Perda Não Técnica
141.991
                     
141.991
               
Perda Técnica
137.749
                     
137.749
               
Energia Requerida
1.364.316
                  
1.364.316
           
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Número: 48581.001953/2021-00
Perdas DRA DRP Referência  
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 16,46% 16,46%  Subcláusula 3ª da Cláusula
20º Contrato de concessão
Técnica (s/ merc. injetado) 9,85% 9,85% REH 2.349/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,10% 2,10% CCEE (últimos 12 meses)  
Mercado Baixa Tensão (MWh) 862.641 862.641 SAMP  
  
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado    Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes    Memo. nº 183/2021-SRM/ANEEL  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse    REH 2.821/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração    REH 2.902/2021  
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Processo nº 48500.005029/2020-25 
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 
 
23. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços 
 
 
E. PARCELA B 
 
24. 
O cálculo da Parcela B é realizado considerando a diferença entre a Receita Verificada 
e os custos de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é corrigido pelo indicador 
oficial de inflação, IPCA, conforme estabelecido no Contrato de Concessão, e pelo Fator X. A Tabela 
9 demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros associados: 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante 
Considerado (MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa         
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
1.331.138
                     
943.809
                        
164,83
          
155.572.505
       
Existente - CCEAR-QTD
1.532
                            
1.086
                            
174,63
          
189.719
              
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
193.256
                        
137.023
                        
306,67
          
42.021.312
         
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
460.890
                        
326.782
                        
141,29
          
46.170.566
         
Madeira e Belo Monte
675.460
                        
478.918
                        
140,30
          
67.190.908
         
Energia Base
361.386
                        
263.716
                        
123,08
          
32.458.204
         
Geração Própria
145
                                
103
                                
272
                
27.995
                 
Cota Angra I/Angra II
36.129
                          
25.617
                          
249,64
          
6.394.932
           
Cotas Lei n º 12783/2013
299.390
                        
212.274
                        
122,65
          
26.035.277
         
PROINFA
25.722
                          
25.722
                          
-
                 
-
                       
Total
1.692.524
                    
1.207.525
                    
155,72
          
188.030.709
      
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  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  
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Fls. 7 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro 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 48500.005029/2020-25 
Tabela 9. Cálculo da Parcela B 
 
 
25. 
A Subcláusula Terceira da Cláusula Vigésima, que trata das disposições transitórias 
estabelece que no período entre a data de assinatura do contrato e a primeira revisão tarifária 
ordinária subsequente serão utilizados valores e fórmula de cálculo para Fator X, Custos 
Operacionais e Perdas Regulatórias distintos dos previstos na Cláusula Sexta, de modo que os 
componentes Pd e T do Fator X, além dos percentuais regulatórios de perdas, já estão pré-
estabelecidos contratualmente. 
 
26. 
No cômputo da Parcela B também foi considerado o disposto na Nota Técnica nº 
250/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 05 de novembro de 2021, que trata da “Avaliação do impacto da 
segregação dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada 
como referência para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da 
Energisa Acre Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 
484/2021”. 
 
27. 
Esse assunto, constante do processo 48500.007050/2019-21 deve ser deliberado no 
bloco da 46ªReunião Pública Ordinária da Diretoria Colegiada da ANEEL, mesma data da 
deliberação deste reajuste.  
 
28. 
Dessa forma, o valor da Parcela B limpa do ano anterior (RTE 2020) foi ajustada com 
redução de 3,99%, conforme proposto na Nota Técnica 250/2021-SGT/SFF/ANEEL.  
 
F. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS 
 
29. 
Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem direitos e obrigações relativos à diferença entre receitas e despesas de itens em que a 
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
294.195.910
     
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,01806
             
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
299.510.210
 
SGT/ANEEL
(4) IPCA
10,38%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
-0,69%
(5.1) Componente Pd do Fator X
0,00%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
0,00%
 Subcláusula 3ª da Cláusula 
20º- Contrato de concessão 
(5.3) Componente Q do Fator X
-0,69%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
7.705.088
      
(6.1) Outras Receitas (OR)
4.952.806
          
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
1.832.556
          
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
919.726
             
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
311.981.968
     
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concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às concessionárias. A Tabela 10 consolida os valores dos componentes financeiros. 
 
 
Tabela 10. Componentes Financeiros 
 
 
 
G. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
1. Resultados 
 
30. 
O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade 
tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta 
Tensão) e B (Baixa Tensão) estão apresentados na Tabela 12: 
 
Tabela 12. Efeito médio  
 
 
31. 
Sendo assim, o Reajuste Tarifário Anual – RTA da EAC conduz a um efeito médio nas 
tarifas a ser percebido pelos consumidores de 9,90%. 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. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
37.122.650
        
6,27%
CVA em processamento - Transporte
5.324.964
          
0,90%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
22.996.300
        
3,88%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(135.206)
            
-0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(841.494)
            
-0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(133.752)
            
-0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
306.597
              
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
976.018
              
0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia
(31.037.952)
       
-5,24%
Previsão de Risco Hidrológico
16.148.099
        
2,73%
Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414)
(6.749)
                 
0,00%
Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação
(1.686.390)
         
-0,28%
Diferimento Energia Carta Energisa
(44.600.000)
       
-7,53%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
44.253
                
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(15.077.466)
       
-2,55%
Total
(10.600.129)
      
-1,79%
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
7,65%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
10,36%
Efeito Médio AT+BT
9,90%
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Processo nº 48500.005029/2020-25 
32. 
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. 
 
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
2. Análise Parcela A 
 
33. 
Os encargos setoriais variaram 52,3% em relação ao processo tarifário anterior, 
correspondendo a um efeito médio de 4,16%. Destaca-se o componente CDE – Conta Covid, 
relacionado ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto n. 
10.350/2020, cujo efeitos para a Parcela alocada na TE e TUSD são de 3,58% e 0,91% 
respectivamente. 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
297.828.829
        
338.781.749
        
13,8%
6,92%
52,1%
Encargos Setoriais
47.029.247
          
71.635.307
          
52,3%
4,16%
11,0%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.080.818
             
1.145.899
             
6,0%
0,01%
0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
22.741.599
           
22.211.582
           
-2,3%
-0,09%
3,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                         
21.196.045
           
0,0%
3,58%
3,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                         
5.377.710
             
0,0%
0,91%
0,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
10.288.588
           
6.757.038
             
-34,3%
-0,60%
1,0%
PROINFA
7.445.420
             
9.108.650
             
22,3%
0,28%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5.472.823
             
5.838.384
             
6,7%
0,06%
0,9%
Custos de Transmissão
27.727.259
          
25.662.455
          
-7,4%
-0,35%
3,9%
Rede Básica
14.968.551
           
10.589.177
           
-29,3%
-0,74%
1,6%
Rede Básica Fronteira
11.507.609
           
13.616.245
           
18,3%
0,36%
2,1%
Conexão
1.251.099
             
1.457.033
             
16,5%
0,03%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
216.345.463
        
233.224.795
        
7,8%
2,85%
35,8%
Receitas Irrecuperáveis
6.726.859
             
825919229%
23%
0,26%
1,3%
PARCELA B
294.195.910
        
311.981.968
        
6,0%
3,00%
47,9%
IRT
592.024.738
        
650.763.717
        
9,9%
9,92%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(10.600.129)
         
-1,79%
CVA em processamento - Energia
37.122.650
           
6,27%
CVA em processamento - Transporte
5.324.964
             
0,90%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
22.996.300
           
3,88%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(135.206)
               
-0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(841.494)
               
-0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(133.752)
               
-0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
306.597
                
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
976.018
                
0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia
(31.037.952)
          
-5,24%
Previsão de Risco Hidrológico
16.148.099
           
2,73%
Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414)
(6.749)
                    
0,00%
Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação
(1.686.390)
            
-0,28%
Diferimento Energia Carta Energisa
(44.600.000)
          
-7,53%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
44.253
                   
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(15.077.466)
          
-2,55%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,90%
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Processo nº 48500.005029/2020-25 
34. 
Os custos de transporte variaram -7,4%, correspondendo a um efeito de -0,35%, 
explicada pela redução das TUST´s homologadas na REH 2958/2021 em relação àquelas 
homologadas na REH 2.726/2020, em consequência do reperfilamento da remuneração dos ativos 
não depreciados referente à Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema 
de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão. 
 
35. 
Os custos de compra de energia variaram 7,8%, representando um efeito médio de 
2,85% nas tarifas. Destaca-se o efeito positivo referente ao aumento dos montantes e do preço 
contratado de compra de energia no ambiente regulado (CCEARs) – Nova e Alternativa, modalidade 
Disponibilidade. 
 
36. 
A Tabela 13 e o Gráfico 1 demonstram a variação dos montantes e do custo com 
compra de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
 
 
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia
 
 
 
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-QTD
-
                       
1.532
                   
-
-
                     
174,63
               
-
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
135.792
              
193.256
              
42,3%
277,83
               
306,67
               
10,4%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
456.368
              
460.890
              
1,0%
134,10
               
141,29
               
5,4%
Madeira e Belo Monte
675.460
              
675.460
              
0,0%
134,23
               
140,30
               
4,5%
Cota Angra I e Angra II
34.259
                
36.129
                
5,5%
269,75
               
249,64
               
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
283.770
              
299.390
              
5,5%
114,69
               
122,65
               
6,9%
Bilateral
235.219
              
234.084
              
-0,5%
254,52
               
272,30
               
7,0%
Geração Própria
-
                       
145
                      
-
-
                     
272,30
               
-
Proinfa
24.882
                
25.722
                
3,4%
-
                     
-
                     
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(472.255)
             
(553.112)
             
17,1%
158,61
               
173,04
               
9,1%
TOTAL
1.373.496
          
1.373.496
          
0,0%
157,51
               
169,80
               
7,8%
2,85%
1,43%
0,37%
0,47%
-0,06%
0,20%
0,46%
-0,02%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e Belo
Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Bilateral
 Proinfa
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Fls. 11 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro 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 48500.005029/2020-25 
 
Análise Parcela B 
 
37. 
A atualização da Parcela B representou 3,00% na composição do efeito médio, 
refletindo a variação acumulada do IPCA de 10,38% no período de referência, descontada do Fator 
X de -0,69%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de 
Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD). 
 
38. 
Ressalta-se que o cálculo do Fator X considerou os componentes Pd e T em 0,00%, 
definidos no Contrato de Concessão, ficando limitada ao valor do componente Q na Parcela B, de -
0,69%. 
 
4. Análise dos Componentes Financeiros 
 
39. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram com o efeito de -1,79% neste reajuste tarifário. 
 
40. 
A CVA em Processamento – Energia contribuiu para o efeito de 6,27%, especialmente 
impactada: (i) pelos riscos hidrológicos de CCGF e Usinas Repactuadas; e (ii) diferença entre o preço 
dos CCGF e a cobertura concedida. 
 
41. 
Além disso, a CVA – Encargos Setoriais resultou em impacto de 3,88%, referente ao 
custo de ESS por Segurança Energética decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem 
de mérito. 
 
42. 
As bandeiras tarifárias também contribuíram que o processo tarifário não tivesse 
aumento adicional de 5,06%, não obstante terem sido insuficientes para mitigar o cenário de 
escassez, mesmo considerando os descontos de cobertura com risco hidrológico no processo 
anterior. Maiores detalhes sobre o cálculo da CVA estão contidos no Anexo II desta Nota Técnica. 
 
43. 
Do lado negativo, destaca-se a Sobrecontratação/exposição de energia, cujo efeito é 
de -5,24%, e o diferimento de R$ 44.600.000,00, “a ser reintegrado à distribuidora corrigido pela 
variação da SELIC quando da liberação dos recursos financeiros de eventual empréstimo setorial ao 
longo do ano de 2022 ou, na ausência deste, a partir do próximo evento tarifário”, conforme expõe 
a Carta ENERGISAAC/VPR-ANEEL/Nº011/2021, com impacto de -7,53%. 
 
44. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/20214, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/2021 a abril/2022. 
 
  
 
4 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução 
nº 3 da CREG. 
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Fls. 12 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro 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 48500.005029/2020-25 
45. 
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. 
 
46. 
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. 
 
47. 
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. 
 
48. 
Neste processo, 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 
setembro/2021. Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA 
será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.  
 
49. 
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.  
 
50. 
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, 
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. 
 
51. 
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. 
 
52. 
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 está sendo 
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considerado o financeiro negativo correspondente, de R$ 1.686.390, resultante dos valores de 
Energia, ESS e Sobrecontratação/Exposição5, que contribuem para redução do efeito médio em 
0,28%. 
 
 
IV Composição das tarifas e subvenção CDE - Descontos Tarifários  
 
53. 
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 
 
54. 
Já o Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela 
própria empresa, de 23,7% para o ICMS e 5,9% para o PIS e COFINS (total de 29,7% por dentro), o 
que equivale a uma majoração de 42,2% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os 
referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
5 Valor resultante dos seguintes componentes: energia (-R$ 16,593 milhões), ESS (-R$ 9,253 milhões) e 
Sobrecontratação (R$ 24,160 milhões). 
Distribuição
47,9%
Energia
35,8%
Transporte
3,9%
Encargos 
Setoriais
11,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,3%
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Processo nº 48500.005029/2020-25 
 
 
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
55. 
A Tabela 15 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de dezembro/2021 a novembro/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 dezembro/2020 a novembro/2021. 
 
Tabela 15. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
V. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
56. 
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 003/2018. 
 
VI. DA CONCLUSÃO 
 
57. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 003/2018-ANEEL, no 
que consta do Processo nº 48500.005029/2020-25 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da EAC, correspondendo a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,90% sendo de 7,65% em média para 
Distribuição; 
33,7%
Energia; 
25,2%
Transmissão; 
2,8%
Encargos; 
7,7%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,9%
ICMS; 
23,7%
PIS/COFINS; 
5,9%
Tributos; 
29,7%
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$)  Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
31.626
             
516.361
          
547.987
          
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
8.030
               
118.909
          
126.939
          
Subsídio Rural
2.255
               
361.546
          
363.801
          
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(475)
                 
1.968
               
1.493
               
Total
41.436
            
998.784
          
1.040.220
       
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os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 10,36% 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 EAC; 
 
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 EAC para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária. 
 
VII. DA RECOMENDAÇÃO 
 
58. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do 
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
(Assinado digitalmente) 
LUIS CARLOS CARRAZZA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
    Coordenador dos Processos Tarifários 
 
 
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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Processo nº 48500.005029/2020-25 
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário 
 
Nome 
Atividade 
Aline de Oliveira Moura 
Técnico – Suporte TI 
Leonardo de Araújo Silva 
Coordenador Adjunto – Processos Tarifários 
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 
Andrey Vinícius Altoé 
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  
Aline de Oliveira Moura
Leonardo de Araújo Silva
Francisco de Mattos Faé      Técnico – Suporte TI
Coordenador Adjunto – Processos Tarifários
Coordenador – Processos Tarifários    
Marcelo Hlebetz
Otávio Henrique Galeazzi Franco      Coordenador Adjunto – Monitoramento e Metodologias
/CMooorndietonraadmoer n–t Moroonceitsosroasm Teanritfoá rei oMs etodologias    
G eovane 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    
Andrey Vinícius Altoé
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 48500.005029/2020-25
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005029/2020-25 
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 tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão 
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) 
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à 
prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita 
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)6, os quais têm caráter normativo e consolidam 
a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na 
legislação setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com 
as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
 
6 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia      1.0      28/03/2016    
6.2      Itaipu      1.0      01/06/2017    
6.3      Encargos de conexão A1      1.0      18/04/2012    
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Fls. 18 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro 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 48500.005029/2020-25 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e 
Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e 
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de 
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, 
conforme parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da 
Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP 
(Programa de Integração Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), 
COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação 
de Mercadorias e Prestação de Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes 
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das 
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de 
capital eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia 
elétrica. 
 
8. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida 
calculada pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: 
 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
RR: Receita Requerida; 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento 
e o Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL 
e legislação setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, 
vigente na Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o 
Índice de Variação da Inflação (IVI) e o Fator X; 
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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. 19 Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, de 02 de dezembro 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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IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, 
do mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último 
reposicionamento tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de 
cálculo do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no 
setor de distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que 
poderão contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme 
regulação da ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência 
faturados no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão 
tarifária periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e 
revisões tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser 
considerada nos ajustes da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas 
entre os valores faturados de cada item no Período de Referência e os respectivos valores 
contemplados no reposicionamento tarifário anterior, devidamente remuneradas com base no 
mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de 
Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; 
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição 
de energia elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
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III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 
605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE 
tem como finalidade: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade 
de modicidade tarifária;  
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural 
e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional 
- SIN;  
• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica 
(regulamentado pelo Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e  
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução 
das tarifas das concessionárias de distribuição. 
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, 
mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de 
distribuição e transmissão de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio 
dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder 
Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, 
com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
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b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é 
paga por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta 
COVID, nos termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas 
tarifas de energia elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela 
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, 
em atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na 
Resolução Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo 
tarifário para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta 
COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura 
do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 
do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. 
Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração 
de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos 
minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia 
de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. 
O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, 
compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da 
ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua 
capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência 
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e 
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permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita 
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de 
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da 
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos 
percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT 
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
17. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST 
celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo 
ONS, com base nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela 
ANEEL. Essa tarifa depende da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) 
para cobrir os custos decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do 
Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, 
e TUSTFR, referente ao uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras 
quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede 
Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-partes. 
 
19. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes 
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, 
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto 
as tarifas são fixadas pela ANEEL por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por 
meio de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, 
para conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos 
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pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento 
das distribuidoras de energia elétrica. 
 
22. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
23. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do 
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução 
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de 
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação 
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores 
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de 
serviço, sem efeitos retroativos. 
 
24. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados 
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-
se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o 
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de 
aniversário da concessionária de distribuição. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo 
de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. 
A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação 
do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada 
pela ANEEL, em R$/MW. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos 
pelas concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema 
de Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A 
despesa é calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação 
Eficiente (montante faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), 
multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
28. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação 
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
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29. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 
4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela 
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos 
de compra de energia vigentes na data da revisão. 
 
30. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais 
fazem parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, 
realizados antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o 
atendimento do Sistema Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 
29/07/2009; os contratos firmados por meio de licitação realizada na modalidade de 
concorrência, conforme Decreto n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de 
energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a 
Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos oriundos de licitação pública realizada por 
agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano;  
 
• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
• Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta 
ou indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de 
suprimento de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
• Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 
do PRORET; 
 
• Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras 
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no 
Sistema Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 
do PRORET; 
• Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas 
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;  
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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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• Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da 
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram 
prorrogadas nos termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do 
Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação 
de Cotas de Garantia Física e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração 
própria de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou 
de concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho 
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária 
com mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – 
SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo 
que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela 
ANEEL; 
 
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se 
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme 
regras estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto;  
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas 
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na 
distribuição e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A 
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o 
atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
32. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não 
técnicas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas 
representam o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos 
processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não 
técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas 
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, 
erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição, dentre outros. 
 
33. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de 
distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas 
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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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Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica7.  
 
34. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto 
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os 
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
36. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 
10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits8 considerando o período de 
referência em questão.  
 
38. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos 
Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com 
Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
39. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 
12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por 
 
7 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. 
8 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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classe de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da 
distribuidora, conforme fórmula abaixo: 
 
𝑉𝑅𝐼=
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}  
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence 
à empresa. 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da 
Parcela “B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma: 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓     
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda 
de potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão 
tarifária periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita 
Irrecuperável e inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo 
tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o 
Submódulo 2.7A; e 
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos 
da presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos 
(ER), que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o 
Fator Pb i−1,  definido como:  
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𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, 
apurados no último processo tarifário. 
 
44. 
O Fator X9 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado 
no Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade 
observados no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de 
eficiência e qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, 
conforme fórmula abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
45. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das 
unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das 
distribuidoras. 
 
46. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a 
variação de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade 
estabelecidos pela ANEEL. 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica 
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e 
 
9 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, 4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET10. 
 
49. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste 
tarifário anual são:  
 
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado 
Neutralidade dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e 
pela Subcláusula Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 
2.194/2016, os quais estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 
 
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao 
cálculo da Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à 
Parcela A (incluindo-se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar 
CVA bem como o próprio financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em 
Processamento, a qual é neutralizada pelo cálculo do saldo a compensar, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002. 
• A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de 
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada 
item da Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão 
tarifária anterior. 
• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo 
se o cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa 
derivada especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos 
Setoriais, Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os 
componentes financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de 
Energia, Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de 
Itaipu e Receitas Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem 
como dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, 
conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e 
Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
 
10 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 
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• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são 
atualizados pela Selic11. 
• Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na 
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais 
das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos 
de Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a 
fiscalização, foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de 
pagamento associados ao cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos 
contratos de compra de energia.  
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos 
no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar 
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° 
da Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em 
Processamento considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, 
levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na 
definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem 
como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado 
conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET12, aprovado pela REN nº 703, de 15 
de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes 
Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a 
cada processo de reajuste tarifário.  
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia 
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
 
11 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. 
12 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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51. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras 
são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual 
foi criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
52. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às 
distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e 
de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária 
vigente. 
 
53. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, 
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta 
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
54. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o 
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes 
sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural 
e; serviço público de irrigação. 
 
55. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve 
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos 
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT deve utilizar o mercado considerado no período de referência 
deste processo tarifário. 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO 
PAGAMENTO DA CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, 
visando uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, 
a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201613, de 14 de junho 
de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de 
 
13 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005029/2020-25 
tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas 
tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
58. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta 
CDE, as cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à 
mesma competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando 
ciência à CCEE sobre as glosas realizadas. 
 
 
 
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* 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 48500.005029/2020-25 
Anexo 1 – 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 
PRORET14. 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 7,65%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na 
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para 
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no 
cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 11,05% 
e está detalhado no gráfico a seguir:  
 
14 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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 5,06% 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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
 
 
7. 
Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no 
processo tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão 
apresentados nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3. 
 
 
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$1
R$0
R$1
R$2
R$3
R$4
R$5
R$6
R$7
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho 
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros 
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos.  
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de 
compra de energia da distribuidora.  
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
-R$3
-R$2
-R$2
-R$1
-R$1
R$0
R$1
R$1
R$2
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela 
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura 
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a 
área em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
11. 
A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 
3, 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 
162
169
163
154
158
146
147
151
160
158
165
154
159
159
158
157
157
157
157
157
157
157
157
157
 (1)
 (1)
 -
 1
 1
 2
 2
 3
 3
135
140
145
150
155
160
165
170
175
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
ago-21
set-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de 
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, 
e a cobertura tarifária econômica concedida.  
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Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 6,27% 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
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. 
Observa-se que o Risco Hidrológico, particularmente as condições das “Usinas 
repactuadas”, para os contratos de CCEAR-Q não foram favoráveis aos consumidores da ENERGISA 
ACRE. Isso ocorre, basicamente, pela pouca geração destes contratos quando comparada as 
energias contratadas, o que acaba gerando um financeiro de Risco Hidrológico “positivo” a ser 
custeado pelo consumidor.  
Glosa de Energia 
16. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma 
carga real inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de 
energia.  
 
 
 
 
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Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
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 no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/10/2020 e 01/09/2021, 
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -30.728.699,33 a preços de 
dezembro/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 382.391 MWh, que representa 
28,07% do Mercado Regulatório. Como não foi publicado o Despacho de involuntariedade 
de 2020, toda a sobrecontratação fica considerada involuntária de forma provisória. 
• 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$ -309.252,98. 
 
18. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de 
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
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Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
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 15 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
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 
 
15 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
20
40
60
80
100
120
140
160
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
ago-21
set-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
-R$ 2,0
-R$ 8,7
-R$ 5,3
-R$ 0,8
-R$ 0,0
R$ 0,9
R$ 0,5
-R$ 0,8
-R$ 1,6
-R$ 6,1
-R$ 1,6
-R$ 3,0
0
100
200
300
400
500
600
700
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
mai/21
jun/21
jul/21
ago/21
set/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. 
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta 
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens 
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta 
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão 
de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
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 2,45%.  
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 2,87%16.  
 
16 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.  
 
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 DAVI ANTUNES LIMA, ANDREY VINICIUS ALTOE, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LUIS CARLOS CARRAZZA
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