40ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 26/10/2021 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005009/2020-54 
 
INTERESSADOS: Amazonas Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Amazonas Energia S.A. (AmE), a vigorar a partir de 1º de 
novembro de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A Amazonas Energia é concessionária 1 de serviço público de distribuição de energia 
elétrica, sediada na cidade de Manaus, e atende cerca de 949 mil unidades consumidoras, cujo consumo 
de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 3,34 bilhões. 
2. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa 
nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor 
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
3. 
Por meio da Resolução Homologatória nº 2.795, de 2020, de 26 de outubro de 2020, foi 
homologada a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) da AmE, com efeito tarifário médio de 5,31%, e 
vigência a partir de 1º de novembro de 2020. 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/2019 disponível em: 
https://www.aneel.gov.br/contratos-de-distribuicao.

4. 
No âmbito deste processo de Reajuste Tarifário Anual (RTA), a AmE, por meio da CTA – DRR 
nº 137/20212, de 04 de outubro de 2021, solicitou alguns pleitos financeiros a serem considerados no 
processo atual. 
5. 
Em 20 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou por 
meio eletrônico e-mail3 ao Conselho de Consumidores da AmE as planilhas de cálculo, conforme dispõe a 
Resolução Normativa nº 652, de 2015. Posteriormente, em 21 de outubro de 2021, foi enviada nova 
mensagem com atualização dos cálculos do reajuste tarifário. 
6. 
Em 22 de outubro de 2021, a SGT, por meio da Nota Técnica nº 244/20214, consolidou o 
cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da Concessionária. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
7. 
O Reajuste Tarifário Anual da AmE  conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 15,99%, sendo de 16,10%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 15,94%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
8. 
O efeito médio de 15,99% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 9,59% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um aumento de 3,42%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
 
 
2 Documento Sic nº 48513.027240/2021-00. 
3 Documento Sic nº 48581.001646/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48581.001645/2021-00 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
16,10%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
15,94%
Efeito Médio AT+BT
15,99%

estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 2,98%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
9. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
4,15%
-1,35%
2,05%
0,86%
3,89%
3,42%
2,98%
15,99%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
10. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 68,3% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 5,70% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
11. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,15%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2.312.403.202
      
2.503.088.855
      
8,2%
5,70%
68,3%
Encargos Setoriais
250.301.323
         
389.097.544
         
55,5%
4,15%
10,6%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.734.352
              
4.179.134
              
11,9%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
102.132.578
         
120.915.356
         
18,4%
0,56%
3,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
72.181.534
           
0,0%
2,16%
2,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
54.225.065
           
0,0%
1,62%
1,5%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
70.091.672
           
47.694.181
           
-32,0%
-0,67%
1,3%
PROINFA
42.954.348
           
54.813.708
           
27,6%
0,35%
1,5%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
31.388.374
           
35.088.566
           
11,8%
0,11%
1,0%
Custos de Transmissão
240.701.337
         
195.470.111
         
-18,8%
-1,35%
5,3%
Rede Básica
209.538.348
         
194.083.962
         
-7,4%
-0,46%
5,3%
Rede Básica Fronteira
32.114.594
           
610.134
                 
-98,1%
-0,94%
0,0%
Conexão
(1.703.232)
            
389.243
                 
-122,9%
0,06%
0,0%
Uso do sistema de distribuição e CCD
751.628
                 
386.771
                 
-48,5%
-0,01%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
1.786.947.462
      
1.855.326.039
      
3,8%
2,05%
50,6%
Receitas Irrecuperáveis
34.453.080
           
63.195.162
           
83%
0,86%
1,7%
PARCELA B
1.030.064.851
      
1.160.069.789
      
12,6%
3,89%
31,7%
IRT
3.342.468.053
      
3.663.158.645
      
9,6%
9,59%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
114.315.648
         
3,42%
CVA em processamento - Energia
175.550.664
         
5,25%
CVA em processamento - Transporte
26.300.840
           
0,79%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
115.579.590
         
3,46%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
2.456.135
              
0,07%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(20.722.074)
          
-0,62%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
16.478.609
           
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
9.974.059
              
0,30%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
23.540.745
           
0,70%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
3.544.514
              
0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
127.092.303
         
3,80%
Ajuste CUSD
(507.204)
                
-0,02%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(1.921.249)
            
-0,06%
Reversão do Risco Hidrológico
(99.966.809)
          
-2,99%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(6.294.146)
            
-0,19%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
93.678
                   
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.189.684
              
0,04%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(76.897.756)
          
-2,30%
Reversão de Receitas para modicidade tarifária (REN 376/2009 e 414/2010)
(3.594.573)
            
-0,11%
Financeirdo de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(105.897.146)
        
-3,17%
Financeiro de bandeira escassez hídrica - ESS
(71.684.217)
          
-2,14%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,98%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,99%

conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira 
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020.  
12. 
Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, sendo que os 
efeitos referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são, respectivamente, de 1,62% e 2,16% 
Por sua vez, a CDE – USO impactou o reajuste em 0,56%. 
13. 
A variação se deve à redução das TUST homologadas na REH 2.958/2021 em relação 
àquelas homologadas na REH 2.726/2020, em consequência  do reperfilamento da remuneração dos 
ativos não depreciados referente à Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema 
de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão.  
14. 
Já os Custos com Compra de Energia impactaram a revisão em 2,05%, resultado da 
variação do custo com geração própria de energia. Por se tratar de uma área de concessão integralmente 
contida no Sistema Isolado, o custo de energia relativo aos 12 meses subsequentes para a AME é valorado 
pelo Custo Médio da Energia e Potência comercializados pelos agentes de distribuição no Ambiente de 
Contratação Regulada – ACRmédio, correspondendo ao valor de R$ 270,59/MWh, frente aos R$ 
255,54/MWh homologado no processo anterior 
15. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 31,7% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,89% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
16. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre outubro de 
2020 e outubro de 2021 do IPCA, de 9,91%, subtraída do Fator X, de -1,33%, o que totaliza 11,24%.

17. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem5 e com tributos 6), os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
5 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de 
energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
6 Na construção do Gráfico 3, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, 
utilizadas as alíquotas médias nominais de 18% para o ICMS e de 0,0% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 18% por dentro), 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 21,9% (por fora) sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de 
Distribuição
31,7%
Custo de 
Energia
50,6%
Custo de Transporte
5,3%
Encargos Setoriais
10,6%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,7%
Custo de       
Distribuição; 
26,0%
Custo de            
Energia; 
41,5%
Custo de     
Transmissão; 
4,4%
Encargos          
Setoriais; 
8,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,4%
ICMS; 
18,0%
PIS/COFINS; 
0,0%
Tributos; 
18,0%

18. 
Quanto aos componentes financeiros7 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 3,42% no atual reajuste da AmE, conforme indicado na Tabela 3. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
19. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em processamento 
- Energia, com impacto no reajuste de 5,25%, os impactos mais significativos foram: (i) custos dos CCEAR 
por disponibilidade decorrentes do cenário de CMO elevado; e (ii) as exposições ao MCP relacionadas à 
insuficiência de geração hidrelétrica alocada no MRE (risco hidrológico) dos CCGF e dos CCEAR-Q 
repactuados. 
20. 
Outro destaque foi a CVA – Encargos Setoriais, com 3,46%, referente ao custo de ESS por 
 
 
7 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
175.550.664
      
5,25%
CVA em processamento - Transporte
26.300.840
         
0,79%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
115.579.590
      
3,46%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
2.456.135
           
0,07%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(20.722.074)
       
-0,62%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
16.478.609
         
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
9.974.059
           
0,30%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
23.540.745
         
0,70%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
3.544.514
           
0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
127.092.303
      
3,80%
Ajuste CUSD
(507.204)
             
-0,02%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(1.921.249)
          
-0,06%
Reversão do Risco Hidrológico
(99.966.809)
       
-2,99%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(6.294.146)
          
-0,19%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
93.678
                 
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.189.684
           
0,04%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(76.897.756)
       
-2,30%
Reversão de Receitas para modicidade tarifária (REN 376/2009 e 414/2
(3.594.573)
          
-0,11%
Financeirdo de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(105.897.146)
     
-3,17%
Financeiro de bandeira escassez hídrica - ESS
(71.684.217)
       
-2,14%
Total
114.315.648
      
3,42%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 175.550.664 5,25%
CVA em processamento - Transporte 2 6.300.840 0,79%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 115.579.590 3,46%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 2.456.135 0,07%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  (20.722.074)  -0,62%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 1 6.478.609 0,49%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 9.974.059 0,30%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 2 3.540.745 0,70%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 3.544.514 0,11%
Previsão de Risco Hidrológico 127.092.303 3,80%
Ajuste CUSD (507.204) -0,02%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 1.921.249) -0,06%
Reversão do Risco Hidrológico (99.966.809) -2,99%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 6.294.146) -0,19%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte 9 3.678 0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 1.189.684 0,04%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (76.897.756) -2,30%
Reversão de Receitas para modicidade tarifária (REN 376/2009 e 414/20 1 0 ) ( 3.594.573) -0,11%
Financeirdo de Bandeira Escassez Hídrica - Energia (105.897.146) -3,17%
Financeiro de bandeira escassez hídrica - ESS (71.684.217) -2,14%      
Total 1 14.315.648 3,42%      

Segurança Energética decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito. 
Medidas de Mitigação do Efeito Tarifário 2021 
21. 
Ao longo da instrução do reajuste tarifário, foram estudados e elaborados mecanismos 
para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a 
capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira 
da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, mencionados a seguir, foram incorporados a 
esse processo tarifário e contribuíram substancialmente para a redução tarifária, juntamente com a 
reversão dos valores transferidos à AmE no âmbito da Conta COVID. 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos 
para a AmE de recursos da Conta-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade 
dos valores recebidos pela distribuidora na Conta-COVID, devidamente atualizados pela 
SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, 
totalizando a reversão de aproximadamente R$ 81,9 milhões, com um impacto de -2,45%. 
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN 414). Também contribuiu para 
a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária, 
associados à REN nº 414/2010. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora 
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus 
consumidores, previstas no §3º do art. 70-A da REN nº 414/2010 e (ii) aos créditos que, 
após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao 
consumidor, previstos no § 7º do art. 88 da REN nº 414/2010, cujo volume informado e 
contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa, cerca de R$ 3,59 milhões, 
contribuindo para o efeito em -0,11%. Vale ressaltar que os valores foram informados pela 
concessionária em resposta ao Ofício nº 8/2021-SGT/ANEEL e passarão por fiscalização da 
ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica

22. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/2021 8 , estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22. 
23. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado 
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de 
bandeiras durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme a seguir. 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do 
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta 
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel: 
(...) 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar 
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
24. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas, 
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.  
25. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem 
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários. 
26. 
No processo da AmE, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada considerando 
 
 
8 Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg/resolucao-no-3-de-31-de-agosto-
de-2021-resolucao-no-3-de-31-de-agosto-de-2021-dou-imprensa-nacional.pdf/view

as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de julho. Nessa 
apuração, os custos foram superiores as receitas, e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma 
tarifa mais elevada.  
27. 
Especificamente quanto ao déficit acumulado pela distribuidora na conta bandeiras, deve-
se compatibilizar seu recolhimento via tarifa com medidas a serem propostas para compensar o déficit 
total da conta de maneira direta. Assim, propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários, 
especialmente aqueles que ocorrem entre outubro de 2021 e junho 2022, a fim de expurgar da tarifa esse 
custo que será arcado por operação de empréstimo. 
28. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário 
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não 
cobertos pelas bandeiras e que serão recuperados através de operação de crédito. No processo tarifário 
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic. 
29. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
30. 
Todas essas medidas de mitigação, fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL em 
conjunto com as  concessionárias, visando mitigar impactos tarifários ainda mais elevados diante do 
cenário de pandemia (Covid-19), com consequentes impactos econômicos na renda e emprego. 
31. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (137,15%) e as variações do IGP-M (130,40%) e do IPCA (77,40%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 4.

Gráfico 4 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 
 
338,91
331,86
271,39
276,85
320,81
445,31
541,63
536,27
604,41
706,06
664,84
693,49
803,72
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Revisão
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

III. DO CÁLCULO DO VALOR DE GERAÇÃO PRÓPRIA 
32. 
Pela Nota Técnica nº 205/2020-SGT/ANEEL9, a SGT informou o Valor de Geração Própria 
(VGP) da AmE, o qual foi estabelecido na revisão tarifária extraordinária de 2020, conforme previsto no 
Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; entretanto, houve um equívoco no 
cálculo do valor de R$ 137,11/MWh homologado na REH 2795/2020. 
33. 
Nesse valor, foram considerados os custos de manutenção e operação O&M 
indevidamente, pois esse custo é reembolsado pela CCC. 
34. 
De acordo com a SGT, todas as usinas próprias da distribuidora estão localizadas no sistema 
isolado. Assim, os custos operacionais são reembolsados à distribuidora diretamente pela Conta de 
Consumo de Combustíveis – CCC, observando as regras de apuração do custo total de geração dos 
sistemas isolados definido da REN 801/2017. Desse modo, a fim de evitar o recebimento em duplicidade 
pela distribuidora, os respectivos custos de O&M foram expurgados do cálculo do VGP. 
35. 
Em vista disso, foi proposta uma adequação do Submódulo 2.8 do Proret, para que o VGP 
associado aos ativos de geração incluídos na sistemática de reembolso da CCC, limite-se à parcela de 
remuneração e depreciação dos ativos próprios. 
36. 
Com efeito, considerando que a REN nº 801/2017 é específica e posterior à versão vigente 
do Submódulo 2.8 do Proret, e sob uma perspectiva de conferir harmonia entre as normas, acato a 
sugestão da área técnica no sentido de ajustar o texto do Proret para adequar o cálculo do VGP 
especificamente para as usinas localizadas no sistema isolado. 
37. 
Esse ajuste no Proret deverá ser realizado no âmbito do processo 48500.002521/2018-24, 
que trata das adequações e consolidação dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que está 
sob a minha relatoria. 
 
 
9 Documento Sic nº 48581.001750/2020-00.

38. 
Com isso, foi recalculado pela SGT o valor de R$ 5,67/MWh, com vigência no período entre 
novembro de 2020 a outubro de 2021, consistente no valor regulatório para a cobertura dos custos dos 
ativos de geração própria da concessionária. 
 
IV. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
39. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período 
de competência de novembro/2021 a outubro/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 
novembro/2020 a outubro/2021.  
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
V. DIREITO 
40. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº 
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº 
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público 
de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/2019. 
VI. DISPOSITIVO 
41. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005009/2020-54, voto 
por: (i) emitir Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
877.706
           
6.042.092
        
6.919.798
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
5.770
                
324.976
           
330.746
           
Subsídio Rural
(26.216)
            
547.000
           
520.783
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
8.420
                
7.050
                
15.470
             
Total
865.680
           
6.921.118
        
7.786.798

a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Amazonas Energia , a 
vigorar a partir de 1º de novembro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 15,99%, sendo 16,10% para os consumidores em 
alta tensão e 15,94% para os consumidores em baixa tensão; 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Amazonas Energia; 
c) HOMOLOGAR o valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos custos de sobrecontratação de 
energia, do período de agosto de 2020 a julho de 2021, que deve reembolsado pela 
CCC em duas parcelas iguais, nos meses de novembro e dezembro; 
d) RETIFICAR o Valor de Geração Própria – VGP da Amazonas Energia, a vigorar a partir 
de 1º novembro de 2020, para R$ 5,67/MWh (cinco reais e sessenta e sete centavos 
por megawatt-hora), relativo ao valor regulatório para a cobertura dos custos dos 
ativos de geração própria da Amazonas Energia; 
e) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à 
Amazonas Energia, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
42. 
E voto, ainda, por: (ii) determinar a SGT que instrua no âmbito do Processo nº 
48500.002521/2018-24, que trata das adequações e consolidação dos Procedimentos de Regulação 
Tarifária – PRORET, os ajustes necessários no Submódulo 2.8 dos Proret, a fim de ajustar o cálculo do 
Valor de Geração Própria – VGP para as usinas localizadas no sistema isolado, nos termos da Resolução 
Normativa nº 801/2017. 
 
Brasília, 26 de outubro de 2021. 
 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor