* 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 
 
48581.001277/2021-00 
Nota Técnica N° 188/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 18 de agosto de 2021. 
 
 
 
Processo: 48500.005013/2020-12 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD referentes 
à COOPERALIANÇA - Cooperativa Aliança 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 COOPERALIANÇA 
- Cooperativa Aliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2021, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sexta do 
Contrato de Concessão de Distribuição 145/2002 e de acordo com a metodologia de cálculo presente nas 
versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual é sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
 
II -  DOS FATOS 
 
2. 
A COOPERALIANÇA, sediada na cidade de Içara/SC, atende aproximadamente 41 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual 
na ordem de R$ 99 milhões. 
 
Tabela 1 - Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
Fonte: SAMP – competência junho/2021. 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
35.169
5.510
29,9%
Industrial
198
7.338
39,8%
Comercial
2.886
3.336
18,1%
Rural
2.513
803
4,4%
Iluminação Pública
4
1.139
6,2%
Poder Público
209
120
0,7%
Serviço Público
34
197
1,1%
Demais classes
5
7
0,0%
Total 
41.018
18.451
100%
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Fls. 2 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* 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 48500.005013/2020-12 
 
 
3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.764, de 25/08/2020, o reajuste tarifário 
anual da COOPERALIANÇA em 2020 representou, em média, uma variação das tarifas homologadas em 
2019 de 10,00%. 
 
4. 
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.  
 
5. 
Em 20 de julho de 2021, a COOPERALIANÇA informou por meio eletrônico e-mail3, em 
resposta ao Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL, que não tem nenhum valor contabilizado até 
a competência de dezembro/2020 referente às receitas previstas no §3º do Art.70-A, no §7º do Art. 88 
da REN 414/2010 e §2º do Art. 9º da REN 376/2019. 
 
6. 
Em 28 de julho de 2021, a SRM informou4 os contratos bilaterais de compra e venda de 
energia elétrica vigentes e futuros celebrados pela COOPERALIANÇA. 
 
7. 
Em 07 de agosto de 2021, a SGT recebeu5 os valores das receitas com Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, além de informações sobre validação dos 
pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras relativas à COOPERALIANÇA.  
 
8. 
Em 17 de agosto de 2021, em consulta ao Cadastro de Inadimplentes6 administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a COOPERALIANÇA 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.  
 
9. 
Na mesma data, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da COOPERALIANÇA às 
planilhas com valores finais de cálculo por meio eletrônico e-mail, sendo complementado em 18 de agosto 
de 2021 com novos cálculos finais, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março 
de 2015.  
 
 
 
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 eletrônico (SIC 48581.001132/2021-00) 
4 Memorando nº 132/2021-SRM/ANEEL (SIC 48580.000590/2021-00). 
5 Memorando nº 210/2021 e 217/2021-SFF/ANEEL (SIC 48536.002709/2021-00/48536.002760/2021-00) 
6 Declaração (SIC 48591.001279/2021-00) 
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Processo nº 48500.005013/2020-12 
III -  DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COOPERALIANÇA conduz a um efeito médio nas tarifas 
a ser percebido pelos consumidores de 10,24%, sendo de 9,64%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 10,62%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 2 - Efeito médio  
 
 
11. 
O efeito médio a ser percebido pelo consumidor depende do grupo e modalidade tarifária 
a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos de alta tensão e baixa tensão 
tem relação com os itens de custos que estão sofrendo variações. 
 
12. 
O efeito médio de 10,24% 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. 
 
 
13. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 4,78%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 1,07%, conforme 
tabela seguinte: 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,64%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
10,62%
Efeito Médio AT+BT
10,24%
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Processo nº 48500.005013/2020-12 
Tabela 3 – Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
74.990.836
           
79.767.708
           
6,4%
4,78%
75,5%
Encargos Setoriais
15.135.917
           
16.503.247
           
9,0%
1,37%
15,6%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
121.430
                 
124.860
                 
2,8%
0,00%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
12.495.023
           
12.433.491
           
-0,5%
-0,06%
11,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
-
                          
938.144
                 
0,0%
0,94%
0,9%
PROINFA
1.666.299
              
2.047.058
              
22,9%
0,38%
1,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
853.165
                 
959.694
                 
12,5%
0,11%
0,9%
Custos de Transmissão
16.398.610
           
19.827.768
           
20,9%
3,43%
18,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD
16.398.610
           
19.827.768
           
20,9%
3,43%
18,8%
Custos de Aquisição de Energia
43.402.328
           
43.375.840
           
-0,1%
-0,03%
41,0%
Receitas Irrecuperáveis
53.983
                   
60.853
13%
0,01%
0,1%
PARCELA B
24.858.207
           
25.924.393
           
4,3%
1,07%
24,5%
IRT
99.849.044
           
105.692.101
         
5,9%
5,85%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
3.768.808
              
3,77%
CVA em processamento - Energia
673.902
                 
0,67%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.420.248
              
1,42%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(41.765)
                  
-0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
98.002
                   
0,10%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
750.394
                 
0,75%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.001.447)
            
-1,00%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
1.417
                      
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
1.962.220
              
1,97%
Ajuste CUSD
(94.162)
                  
-0,09%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,62%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
10,24%
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Processo nº 48500.005013/2020-12 
14. 
O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
Gráfico 1 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
15. 
Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,9% para o ICMS e 
0,6% para o PIS e COFINS (total de 25,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 34,3% por fora 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
Gráfico 2 - Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
 
 
 
Custo de 
Distribuição
24,5%
Custo de 
Energia
41,0%
Custo de 
Transporte
18,8%
Encargos 
Setoriais
15,6%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
Custo de       
Distribuição; 
18,3%
Custo de            
Energia; 
30,6%
Custo de     
Transmissão
14,0%
Encargos          
Setoriais; 
11,6%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS; 
24,9%
PIS/COFINS; 
0,6%
Tributos; 
25,5%
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16. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão da COOPERALIANÇA nos últimos 10 anos, (50,60%) e as variações do IGP-M 
(133,68%) e do IPCA (75,21%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico abaixo. 
 
 
 
Gráfico 3 - Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)  
 
 
IV -  DA ANÁLISE 
 
IV.1. Metodologia Aplicada 
 
17. 
Conforme detalhado no Anexo I. 
 
 
IV.2. Período de Referência 
 
18. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da COOPERALIANÇA é de 
agosto/2020 a julho/2021. 
 
 
 
 
 
373,52
380,38
311,87
348,67
446,26
524,41
553,08
521,06
515,24
380,17
428,57
467,60
512,00
562,52
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
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IV.3. Receita Anual 
 
19. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 99.849.044, conforme demonstrado na Tabela a seguir. 
 
Tabela 4 - Mercado no Período de Referência 
 
 
IV.4. PARCELA A 
 
IV.4.1. Encargos Setoriais 
 
20. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
200.945
             
91.166.606
          
A1   (230 kV ou mais)
-
                      
-
                         
A2   (88 a 138 kV)
-
                      
-
                         
A3   (69 kV)
-
                      
-
                         
A3a (30 kV  a 44 kV)     
-
                      
-
                         
A4   (2,3 kV a 25 kV)
78.795
                
31.423.636
          
As
-
                      
-
                         
BT  (menor que 2,3 kV)
122.150
             
59.742.970
          
Suprimento
-
                      
-
                         
Livres A1
-
                      
-
                         
Demais Livres
37.843
                
8.682.438
            
Distribuição
-
                      
-
                         
Geração
-
                      
-
                         
Total
238.788
             
99.849.044
          
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 2 00.945 91.166.606
A1 (230 kV ou mais) - -
A2 (88 a 138 kV) - -
A3 (69 kV) - -
A3a (30 kV a 44 kV) - -
A4 (2,3 kV a 25 kV) 7 8.795 31.423.636
As - -
BT (menor que 2,3 kV) 1 22.150 59.742.970
Suprimento - -
Livres A1 - -
Demais Livres 3 7.843 8.682.438
Distribuição - -
Geração - -
Total 238.788 99.849.044
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Processo nº 48500.005013/2020-12 
Tabela 5 - Encargos Setoriais 
 
 
 
21. 
 Ressaltamos que, como a COOPERALIANÇA passará a ser agende da CCEE a partir de 1º de 
janeiro de 2021, foi realizado o cálculo proporcional para cobertura tarifária dos encargos ESS/ERR, que 
tiveram uma participação no reajuste de 0,94%, conforme tabela 3. 
 
 
IV.4.2. Transmissão 
 
22. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste 
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 6 - Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
 
23. 
Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de 20,9% e correspondem a um efeito 
médio de 3,43%, conforme tabela 3. Destaca-se, principalmente, o que contribuiu para esse efeito foram 
as novas tarifas de uso do sistema de distribuição da supridora CELESC-D homologadas conforme REH 
2921/2021, de 17 de agosto de 2021. 
 
 
IV.4.3. Compra de Energia 
 
 
IV.4.3.2. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
24. 
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 
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
121.430
                
124.860
                
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
12.495.023
          
12.433.491
          
REH 2.864/2021 e 
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
-
                         
938.144
                
Previsão SGT
PROINFA
1.666.299
            
2.047.058
            
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
853.165
                
959.694
                
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
15.135.917
          
16.503.247
          
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Uso do sistema de distribuição
16.398.610
          
19.827.768
        
Total dos Custos de Transporte
16.398.610
          
19.827.768
        
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Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 21.430 1 24.860 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 12.495.023 12.433.491 REH 2.864/2021 e
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER - 9 38.144 Previsão SGT
PROINFA 1.666.299 2.047.058 ReH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 8 53.165 9 59.694 Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários 15.135.917 16.503.247
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)
Uso do sistema de distribuição 1 6.398.610 1 9.827.768
Total dos Custos de Transporte 1 6.398.610 1 9.827.768
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Fls. 9 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* 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 48500.005013/2020-12 
natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, além daqueles 
referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento e das unidades 
consumidoras sem equipamento de medição. A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados 
no atual reajuste tarifário da COOPERALIANÇA. 
 
 
 
Tabela 7 - Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
25. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica a COOPERALIANÇA para 
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o 
mercado de venda da concessionária. 
 
Tabela 8 - Energia Requerida (MWh) – DRP 
 
 
IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia 
 
Tabela 9 - Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.746/2020 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Tarifas 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Tarifas 
Previsão SGT 
 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
0,20%
0,20%
REH 2292/2017
Técnica (s/ merc. injetado)
7,61%
7,61%
REH 2292/2017
Mercado Baixa Tensão (MWh)
122.150
122.150
SAMP
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
200.945
                
200.945
                
Fornecimento
200.945
                
200.945
                
Consumidores Livres
37.843
                  
37.843
                  
Perdas Totais
19.931
                  
19.931
                  
Perdas na Distribuição
19.931
                  
19.931
                  
Perda Não Técnica
242
                        
242
                        
Perda Técnica
19.688
                  
19.688
                  
Energia Requerida
220.876
                
220.876
                
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Número: 48581.001277/2021-00
Perdas DRA DRP Referência  
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 0,20% 0,20%  REH 2292/2017
Técnica (s/ merc. injetado) 7,61% 7,61% REH 2292/2017  
Mercado Baixa Tensão (MWh) 122.150 122.150 SAMP  
  
Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)
Mercado Total 2 00.945 2 00.945
Fornecimento 2 00.945 2 00.945
Consumidores Livres 37.843 37.843
Perdas Totais 1 9.931 1 9.931
Perdas na Distribuição 19.931 19.931
Perda Não Técnica 2 42 2 42
Perda Técnica 19.688 19.688
Energia Requerida 2 20.876 2 20.876
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.821/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.746/2020  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Tarifas      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Tarifas      Previsão SGT  
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Fls. 10 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* 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 48500.005013/2020-12 
26. 
A Tabela a seguir demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os 
seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 10 - Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
27. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a COOPERALIANÇA, em função 
do Mercado de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$43.375.840,14 e levaram a um impacto 
no efeito médio de -0,03%, conforme tabela 3.  
 
28. 
A COOPERALIANÇA informou que deixará de ser suprida da CELESC em 31 de dezembro de 
2020 7. Diante disso, contribuiu significativamente para essa variação a contratação de energia por 
chamada pública com a COPEL Comercializadora, com início previsto do suprimento em 1º/01/2022. 
Desta forma, percebe-se que o efeito de redução tarifária, devido à queda do custo de energia de R$ 
201,02 MWh para R$ 189,19 MWh referente aos contratos bilaterais. 
 
29. 
Ressalta-se, adicionalmente, que o início do suprimento deste contrato com a COPEL 
Comercializadora também ensejará à concessionária o repasse de cotas compulsórias, quais sejam de 
garantia física (CCGF), Itaipu e Angra I/Angra II.  
 
 
 
 
 
 
 
7 Conforme Memorando nº 132/2021-SRM/ANEEL (SIC 48580.000590/2021-00) 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilaterais
141.316
                         
153.692
                         
189,19
           
29.077.396
         
CELESC Distribuição S.A.
65.500
                           
71.236
                           
230,21
           
16.399.474
         
COPEL Comercializadora S.A.
75.816
                           
82.456
                           
153,75
           
12.677.922
         
Energia Base
62.163
                           
67.184
                           
212,83
           
14.298.444
         
Cota Angra I/Angra II
4.852
                              
5.277
                              
249,64
           
1.317.323
            
Cotas Lei n º 12783/2013
26.987
                           
29.350
                           
122,65
           
3.599.736
            
Itaipu (tirando as perdas)
25.495
                           
27.727
                           
338,34
           
9.381.385
            
PROINFA
4.830
                              
4.830
                              
-
                  
-
                        
Total
203.479
                         
220.876
                         
196,38
           
43.375.840
         
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Número: 48581.001277/2021-00

Fls. 11 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005013/2020-12 
30. 
Por ser uma concessionária constituída como cooperativa, a COOPERALIANÇA é 
beneficiada pelo disposto na Lei nº 13.660/2016, possuindo desconto na tarifa de Energia suprida pela 
CELESC- D. Anualmente o desconto é reavaliado podendo ser mantido ou reduzido, sempre observando 
o efeito médio a ser percebido pelos consumidores no patamar de 10%, conforme disciplina o Submódulo 
8.5 do PRORET. No presente processo tarifário não foi possível a retirada de desconto a ser aplicado sobre 
a tarifa de suprimento da Celesc para a Cooperaliança, mantendo-se em 26,52%. 
 
31. 
A tabela abaixo demonstra a participação dos montantes e variação do custo de cada 
modalidade de contrato, enquanto o gráfico apresenta os impactos de cada modalidade de compra no 
atual processo tarifário. 
Tabela 11 - Variação de montante e custo de energia 
 
 
 
Gráfico 5 – Impacto no efeito tarifário por modalidade 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Cota Angra I e Angra II
-
                        
4.852
                   
-
-
                      
249,64
                
-
Cotas Lei n º 12.783/2013
-
                        
26.987
                 
-
-
                      
122,65
                
-
Itaipu
-
                        
25.495
                 
-
-
                      
338,34
                
-
Bilateral
187.004
               
141.316
               
-24,4%
201,02
                
189,19
                
-5,9%
Proinfa
4.341
                   
4.830
                   
11,3%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
29.530
                 
17.397
                 
-41,1%
196,78
                
200,77
                
2,0%
TOTAL
220.876
               
220.876
               
0,0%
196,50
                
196,38
                
-0,1%
-0,03%
0,07%
-0,57%
1,04%
-0,54%
-0,03%
Total
 Cotas Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa
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  Montante de energia (MWh)      Custo unitário (R$/MWh)      
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual      Processo Processo
Variação
Anterior Atual      
Cota Angra I e Angra II  - 4.852 -      - 2 49,64 -      
Cotas Lei n º 12.783/2013  - 26.987 -      - 1 22,65 -      
Itaipu  - 25.495 -      - 3 38,34 -      
Bilateral  1 87.004  1 41.316  -24,4%  2 01,02  1 89,19  -5,9%  
Proinfa  4 .341 4.830 11,3%      - - -      
Sobra (-) / Exposição (+)  29.530 17.397 -41,1%      1 96,78 2 00,77 2,0%      
TOTAL  2 20.876 2 20.876 0,0%      1 96,50 1 96,38 -0,1%      
1,04%
0,07%
-0,03% -0,03%
-0,54%
-0,57%
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Fls. 12 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005013/2020-12 
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis 
 
32. 
Para a COOPERALIANÇA, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, 
por classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Tabela 12 - Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
33. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da COOPERALIANÇA é de 
R$ 60.853, contribuindo para o efeito médio de 0,01%, conforme tabela 3. 
 
IV.5. PARCELA B 
 
34. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros 
associados: 
Tabela 13 - Cálculo da Parcela B 
 
 
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
36.509.553
                    
0,08%
42.387
    
Industrial
30.482.128
                    
0,00%
466
          
Comercial
21.088.112
                    
0,05%
16.751
    
Rural
6.289.959
                      
0,01%
1.249
      
Iluminação Pública
3.434.088
                      
0,00%
-
           
Poder Público
806.768
                         
0,00%
-
           
Serviço Público
1.177.934
                      
0,00%
-
           
Demais
60.503
                            
0,00%
-
           
TOTAL 
99.849.044
                    
-
                              
60.853
    
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
24.858.207
        
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,06616
             
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
26.502.780
    
SGT/ANEEL
(4) IPCA
8,99%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
1,95%
(5.1) Componente Pd do Fator X
1,69%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
0,64%
REH 2.292/2017
(5.3) Componente Q do Fator X
-0,38%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
2.444.634
      
(6.1) Outras Receitas (OR)
1.885.150
          
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
331.549
             
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
227.935
             
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
25.924.393
        
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Número: 48581.001277/2021-00
DESCRIÇÃO - Tipo RECEITA (R$) Percentual RI Reais RI      
Residencial  3 6.509.553  0,08%  42.387
Industrial  3 0.482.128  0,00%  4 66
Comercial  2 1.088.112  0,05%  16.751
Rural  6.289.959  0,01%  1.249
Iluminação Pública  3.434.088  0,00%  -
Poder Público  806.768  0,00%  -
Serviço Público  1.177.934  0,00%  -
Demais  6 0.503  0,00%  -
TOTAL 9 9.849.044    -  60.853
Descrição Valores Referência    
(1) Parcela B Ano Anterior 2 4.858.207 TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB 1,06616 SGT/ANEEL    
(3) Parcela B econômica = (1)*(2) 26.502.780 SGT/ANEEL    
(4) IPCA  8,99%  Indicador econômico oficial
(5) Fator X 1,95%    
(5.1) Componente Pd do Fator X 1,69% Pd Ex-Post    
(5.2) Componente T do Fator X 0,64%    REH 2.292/2017
(5.3) Componente Q do Fator X -0,38% PRORET 2.5 A    
(6) UDEROR 2.444.634    
(6.1) Outras Receitas (OR) 1.885.150 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 331.549 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 227.935 Valores fiscalizados - SFF    
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 2 5.924.393    
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Fls. 13 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005013/2020-12 
35. 
A atualização da Parcela B representou 1,07% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IPCA, de 8,99% no período de referência, descontada do Fator X (apurado em  
1,95%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e 
Ultrapassagem de Demanda (UD). 
 
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
36. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 14 - Componentes Financeiros 
 
 
37. 
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de 3,77%  no atual reajuste da COOPERALIANÇA.  
 
38. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Energia e 
Encargos Setoriais, com efeito total de 2,1%, em decorrência da diferença de cobertura concedida no 
último processo tarifário e os custos com encargos e aquisição de energia efetivamente incorridos pela 
concessionária no período de apuração da CVA. 
 
39. 
Outro financeiro que cabe destaque é a inclusão da previsão do risco hidrológico, com 
efeito de 2,0%, que a concessionária passará a ter nesse reajuste devido às cotas compulsórias de garantia 
física (CCGF), Angra e Itaipu. 
 
 
 
 
 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
673.902
              
0,7%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.420.248
           
1,4%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(41.765)
               
0,0%
Neutralidade de Parcela A- Energia
98.002
                 
0,1%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
750.394
              
0,8%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.001.447)
          
-1,0%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
1.417
                   
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
1.962.220
           
2,0%
Ajuste CUSD
(94.162)
               
-0,1%
Total
3.768.808
           
3,77%
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Número: 48581.001277/2021-00
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 673.902 0,7%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1.420.248 1,4%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (41.765) 0,0%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  9 8.002  0,1%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 750.394 0,8%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 1.001.447) -1,0%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 1.417 0,0%
Previsão de Risco Hidrológico 1.962.220 2,0%
Ajuste CUSD (94.162) -0,1%      
Total 3 .768.808 3,77%      
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Fls. 14 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005013/2020-12 
V -  SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
40. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de agosto/2021 a julho/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 
agosto/2020 a julho/2021.  
 
Tabela 15 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
VI -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
41. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta do Contrato de Concessão nº 145/2002 e seus 
aditivos. 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
101.428
           
353.245
           
454.673
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(201)
                  
6.458
                
6.257
                
Subsídio Rural
2.073
                
68.775
             
70.848
             
Subsídio Irrigante/Aquicultor
22
                     
653
                   
675
                   
Total
103.321
           
429.131
           
532.453
           
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Número: 48581.001277/2021-00
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 101.428 353.245 454.673
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 201) 6 .458 6 .257
Subsídio Rural 2 .073 68.775 70.848
Subsídio Irrigante/Aquicultor 22 653 675  
Total 103.321 429.131 532.453  
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Fls. 15 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005013/2020-12 
VII -  DA CONCLUSÃO 
 
42. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 145/2002, no que consta 
do Processo nº 48500.005013/2020-12 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da COOPERALIANÇA, correspondendo a um 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 10,24% sendo de 9,64% em média 
para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 10,62% 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 COOPERALIANÇA; 
iii) pelo estabelecimento da previsão de custos do Encargo de Serviço de Sistema - ESS e do 
Encargo de Energia de Reserva - EER para fins de cobertura tarifária da COOPERALIANÇA; e 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária. 
 
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Fls. 16 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005013/2020-12 
VIII -  DA RECOMENDAÇÃO 
 
43. 
Fundamentado no exposto nessa Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
MICHELLE CRISTINA RODRIGUES DE JESUS 
Especialista em Regulação 
 
          (Assinado digitalmente) 
RAQUEL GONÇALVES CARVALHO 
                     Especialista em Regulação 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAUJO SILVA 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Coordenador de Processo Tarifário de Distribuição 
 
                                                                                      
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
 
 
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Número: 48581.001277/2021-00

Fls. 17 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005013/2020-12 
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) 8, 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 
 
 
8 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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Número: 48581.001277/2021-00
  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    
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005013/2020-12 
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 
6.7 
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: 
 
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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  
6.7    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 188/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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; 
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 
 
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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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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. 
 
 
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  
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• 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. 
 
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 885/2020,0 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; 
 
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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 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 
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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 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. 
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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”.  
 
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 
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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;  
 
• 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; 
 
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• 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 Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica9.  
 
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 
 
 
9 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa nº. 210, de 
13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida instalação. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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 déficits 10 considerando o período de 
referência em questão.  
 
38. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, 
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos 
Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
39. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de 
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe 
 
 
10 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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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 
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correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1, definido como:  
 
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1  +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário. 
 
44. 
O Fator X11 , 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. 
 
 
11 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET12. 
 
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. 
 
 
12  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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- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa 
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto 
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério 
da Fazenda (MF).  
 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados 
pela Selic13. 
• 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. 
 
 
 
13 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1° e 2º do Art. 
6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do reajuste tarifário são 
atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema 
Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa 
média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias 
anteriores à data do reajuste. 
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iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET14, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de 
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
51. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
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. 
 
 
 
14 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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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 2.083/201615, de 14 de junho de 2016, publicar 
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as 
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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Anexo II – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens da 
Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os eventos 
tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do PRORET16. No 
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela II.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste 
tarifário anual pela Selic projetada de 4,15%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da 
CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados 
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 9,39% e está 
detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
16 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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Processo nº 48500.005013/2020-12 
 
Gráfico II.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 0,38% de redução no reajuste das 
tarifas. 
5. 
A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram significativos 
no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.  
ESS/EER 
6. 
Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio 
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação de 
usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde 
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o 
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA. 
Tabela II.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
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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 II.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$100
R$0
R$100
R$200
R$300
R$400
R$500
R$600
R$700
Milhares
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. Desta forma, foi considerado o valor de R$ -18.420,77, o que 
representou uma redução no impacto da CVA de 0,02%. 
 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra 
de energia da distribuidora.  
Tabela II.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
R$0
R$20
R$40
R$60
R$80
R$100
R$120
R$140
R$160
R$180
Milhares
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 II.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
192
207
207
205
204
194
196
194
195
199
191
186
177
177
184
198
198
198
198
198
198
198
198
198
 -
 0
 0
 1
 1
 1
 1
 1
0
50
100
150
200
250
300
350
400
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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11. 
A Tabela II.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 II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
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12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra 
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura 
tarifária econômica concedida.  
 
Gráfico II.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 5,74% 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.  
 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
CCEN
Itaipu
BILATERAL
CCGF
MCSD EN
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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Gráfico II.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
 
14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
 
Tabela II.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia, 
segregado em Método 2 e 3 
 
 
Glosa de Energia 
 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga real 
superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
Tabela II.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
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Resultado no Mercado de Curto Prazo 
16. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi 
calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes 
resultados: 
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 
01/05/2020 e 01/04/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -1.805.646,63 a 
preços de julho/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 1.908,51 MWh, que representa 1,12% do Mercado 
Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido no Decreto nº 5.163/2004, não 
há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do mercado de curto prazo. 
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação do ano civil de 
2019 e 2020. 
• Até jun/19 a concessionária era totalmente suprida pela RGE, não havendo avaliação de sobrecontratação a 
ser feita antes deste período. 
 
17. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto 
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
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Gráfico II.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
18. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra 
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado 
de curto prazo17 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no 
gráfico anterior.  
 
Gráfico II.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
 
17 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
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
-R$ 88,8
-R$ 241,5
R$ 98,5
-R$ 17,5
-R$ 249,8
-R$ 1.127,0
-R$ 248,1
R$ 38,8
R$ 12,5
-R$ 17,9
-R$ 5,5
-2.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
-1.200
-1.000
-800
-600
-400
-200
0
200
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
R$/MWH
MILHARES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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R$ 98,5 R$ 38,8                
-R$ 88,8
-R$  24  -R$ 17,5
1,5 -R  $ 24  9,8    -R  $ 24  R$ 12,5 -R$ 17,9 -R$ 5,5
8,1
                
-R$          1.1  27,0    
                
                
                
                
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Conta Bandeira 
19. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as 
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. Também 
devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta Bandeira, pois 
pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens de custos são 
considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta forma, a tabela a 
seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
Tabela II.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de 
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
20. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no 
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o 
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi 
de 0,47%.  
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21. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já 
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e ESS/CONER, 
chegando a um percentual líquido de 1,74%18.  
Tabela II.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
 
 
18 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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 MICHELLE CRISTINA RODRIGUES DE JESUS, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, RAQUEL GONCALVES CARVALHO
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