* 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 48500.004623/2020-07 
 
 
Revisão Tarifária Periódica 
Energisa Borborema 
 
 
RTP 2021 – FINAL 
 
 
 
 
NOTA TÉCNICA 
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Processo nº 48500.004623/2020-07 
 
Nota Técnica no 06/2021–SGT/ANEEL 
 
Em 26 de janeiro de 2021 
 
 
Processo n.º 48500.004623/2020-07 
 
Assunto: Revisão Tarifária Periódica da EBO - 
Energisa Borborema – Distribuidora de 
Energia S.A..  
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Submeter à Diretoria da ANEEL o resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da 
EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A..  
 
2. 
A presente proposta de revisão tarifária da EBO segue os procedimentos e 
metodologias de cálculo previstos nos Módulos 2, 3 e 7 do Procedimentos de Regulação Tarifária -  
PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária, do reajuste tarifário e da estrutura tarifária.  
 
3. 
A síntese das metodologias aplicáveis a esta revisão consta do Anexo I desta Nota 
Técnica. 
 
4. 
A Seção II apresenta uma descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da EBO. A 
Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do 
Reposicionamento Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes 
Financeiros e Fator X. A seção IV traz as conclusões. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
5. 
O Contrato de Concessão nº CC 08/2000, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EBO, define a data de 
04/02/2021 para a realização da quinta revisão tarifária periódica. 
 
6. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
por meio do Ofício n° 162/2020-SGT/ANEEL, de 30 de junho de 20201, sendo encaminhados pela 
concessionária mediante a Carta N° ENERGISAEB/VPR-ANEEL/nº 16, de 24 de setembro de 20202. 
 
 
1 SIC 48581.001077/2020-00. 
2 SIC 48513.025180/2020-00. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004623/2020-07. 
7. 
Em 10 de novembro de 2020, na 42ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL 
decidiu instaurar a Consulta Pública nº 65/2020 com o objetivo de discutir com a sociedade a 
proposta de revisão tarifária. O período de contribuições se estendeu de 11/11 a 28/12/2020. 
 
8. 
Em 03 de dezembro de 2020, foi realizada Audiência Pública virtual para discussão 
da proposta da revisão tarifária da EBO, conforme ata juntada ao processo3. As contribuições, bem 
como a análise de seu conteúdo, estão em relatório próprio juntado a este processo. 
 
9. 
Em 13 de janeiro de 2021, a SFF encaminhou os Memorandos nºs 134 e 145, de 
mesma data, com informações relativas à Base de Remuneração Distribuidora e a Validação dos 
Pagamentos de itens da Parcela A, respectivamente. 
 
10. 
Em 27 de janeiro de 2021 foi realizada reunião virtual com o Conselho de 
Consumidores 
 
11. 
Segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de 
Administração e Finanças - SAF, a EBO encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais 
nesta data, o que possibilita o reposicionamento de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no 
art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de 
março de 2004. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
III.A. Metodologia Aplicada 
 
12. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se em 
consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e 
as alterações na estrutura de custos.  
 
13. 
No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos 
reajustes tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de 
produtividade obtidos pela concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de 
incentivos que foram estabelecidos pela ANEEL nos processos tarifários.    
 
14. 
Além disso são definidas as perdas técnicas e não técnicas regulatórias a serem 
aplicadas nos processos tarifários. Para a definição das perdas não técnicas, a ANEEL compara o 
desempenho das concessionárias, determinando uma trajetória para cada uma delas no ciclo.  
 
15. 
Os detalhes das metodologias aplicadas nos processos de revisão tarifária estão 
descritos no Anexo I desta nota técnica.  
 
3 SIC 48542.000016/2021-00. 
4 SIC 48536.000160/2021-00. 
5 SIC 48536.000164/2021-00. 
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
III.B. Período de Referência 
 
16. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EBO é de fevereiro/2020 
a janeiro/2021. 
 
III.C. Receita Verificada  
 
17. 
 
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado 
informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste 
tarifário homologado em 2020.  Ressalta-se que os dados referentes ao mês de janeiro/2021, ainda 
não estão disponíveis, correspondem aos dados de dezembro/2020. 
 
18. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo 
tarifário e nível de tensão. 
 
Tabela 1. Receita Verificada 
 
 
III.D. PARCELA A 
 
19. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as 
condições vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de 
energia elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão 
(CT), os custos com Encargos Setoriais (ES), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota 
Técnica. 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
20. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas, são definidos em legislação própria e tem seus valores estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
21. 
Neste ponto, destaca-se a inserção de uma nova modalidade do Encargo CDE, aqui 
denominado CDE COVID, estabelecido pela Resolução Normativa 885/2020, que dispõe sobre a 
CONTA-COVID, destinada ao setor elétrico em virtude do estado de calamidade estabelecido diante 
da pandemia do novo Corona Vírus.  
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
547.916
                
241.615.244
          
A4   (2,3 kV a 25 kV)
121.849
                
46.663.625
            
BT  (menor que 2,3 kV)
426.067
                
194.951.619
          
Demais Livres
125.799
                
13.732.271
            
Distribuição
40.134
                  
3.952.042
               
Total
713.850
                
259.299.557
          
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
22. 
Os encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária, bem como os dispositivos 
legais associados, estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 2. Encargos Setoriais 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
23. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, 
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
24. 
Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados 
nesta revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
  
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Energia requerida e perdas regulatórias 
 
25. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia 
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, 
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, 
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.  
 
26. 
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado 
pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 221/2020-
Descrição
Valor (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
371.751
             
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
12.905.260
        
CP 72/2020
CDE Conta COVID
4.520.223
          
Despacho 181/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
5.084.424
          
Desp 3.690/2020
PROINFA
5.615.144
          
ReH  2.815/2020
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2.629.586
          
Res. Normativa nº 316/2008
ONS
30.021
                
Contribuição 2021
Total
31.156.407
        
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
15.653.762
        
Rede Básica Fronteira
5.428.557
          
Conexão
469.717
             
Uso do sistema de distribuição
14.591.191
        
Total
36.143.227
        
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
SRD/ANEEL6, de 02 de setembro de 2020, que encaminhou a Nota Técnica n° 043/2020-SRD/ANEEL, 
no percentual de 5,18% sobre a energia injetada.  
 
27. 
A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não 
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão 
com certo grau de semelhança socioeconômica. A tabela a seguir sintetiza o cálculo da perda não 
técnica para a concessionária, obtida conforme Submódulo 2.6 do PRORET. 
 
Tabela 4. Trajetória Perdas Não Técnicas Regulatória 
 
 
 
 
28. 
Portanto o ponto de partida definido para a EBO ficou em 1,69%, sem trajetória de 
redução.  
 
29. 
Para o cálculo das perdas das perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica 
foram utilizados os dados contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses.  
 
 
6 48554.001991/2020-00. 
Descrição
PNT
1. Meta Ciclo Anterior (Faturada)
2,59%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos 
2,67%
3. Meta Ciclo Anterior (Medida) [1. + 2.]
5,26%
4. Média Histórico (Medida)
4,37%
5. Ponto de Partida [ = máximo (2,5% e Mínimo (3. e 4.) ]
4,37%
Cálculo do Ponto de Partida 
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
m. Empresa Benchmark
 ELFSM 
 EFLUL 
 COCEL 
n. Perda Benchmark (PNT/BT)
2,79%
1,89%
0,26%
o. Perda EBO (PNT/BT) - Referência Perdas Ciclo Anterior
2,47%
2,47%
2,47%
p. Probabilidade de Comparação
0,16%
1,46%
0,34%
q. Meta baseada em cada Benchmark   [ n x p + ( 1 - p) x o ] 
2,47%
2,46%
2,46%
r. Meta média dos Benchmarks  [ = média (q) ]
2,46%
s. Ponto de Partida [ = e ) ]
4,37%
t. Ponto de Chegada = mínimo (l & s ) 
4,37%
Cálculo do Ponto de Chegada
Trajetória PNT/BT 
Descrição
Ponto Partida
2021
2022
2023
2024
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
4,37%
4,37%
4,37%
4,37%
4,37%
Velocidade de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Limite de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)
4,37%
4,37%
4,37%
4,37%
4,37%
Diferença entre medido e faturado
2,67%
2,67%
2,67%
2,67%
2,67%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
1,69%
1,69%
1,69%
1,69%
1,69%
Referencial Regulatório PT/Einj
5,18%
5,18%
5,18%
5,18%
5,18%
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
30. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo 
de revisão tarifária. 
Tabela 5. Energia Requerida 
 
 
b. Valoração da compra de energia 
 
31. 
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. 
 
32. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme 
tabela abaixo: 
 
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Tarifas e montantes 
Memorando nº 170/2020-SRM/ANEEL 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de 
repasse 
REH 2.805/2020 
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 
 
33. 
A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Descrição
Energia (MWh)
Perdas na Rede Básica
12.283
                
Perdas na Distribuição
46.625
                
          Perdas Técnicas
39.403
                
          Perdas Não Técnicas
7.221
                  
Energia Vendida
547.916
             
Energia Requerida
606.824
             
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  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Tarifas e montantes      Memorando nº 170/2020-SRM/ANEEL  
Cota Angra I/Angra II        Receita Fixa e Tarifa de    REH 2.805/2020    
        repasse        
  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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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
Tabela 7. Custo com Compra de Energia 
 
 
III.E. PARCELA B 
 
1. Custos Operacionais (CO) 
 
34. 
A determinação do nível eficiente para os custos operacionais é obtida pela 
comparação entre as distribuidoras levando-se em consideração as características de cada 
concessionária (extensão de redes, número de consumidores e mercado, entre outras).  A tabela a 
seguir resume o cálculo de definição dos custos operacionais regulatórios para a distribuidora 
 
Tabela 8. Custos operacionais regulatórios no reposicionamento  
 
 
 
 
 
Contratos
Montante 
Contratado (MWh)
Montante 
Considerado (MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa         
(R$)
Ambiente Regulado - CCEAR
353.825
                       
330.354
                        
214,47
     
70.852.438
        
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
147.843
                       
138.036
                        
279,49
         
38.579.466
        
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
91.665
                         
85.584
                          
196,80
     
16.842.610
        
Madeira e Belo Monte
114.317
                       
106.734
                        
144,57
     
15.430.362
        
Energia Base
205.980
                       
193.208
                        
124,73
         
24.098.119
        
Cota Angra I/Angra II
27.572
                         
25.743
                          
249,64
     
6.426.444
          
Cotas Lei n º 12783/2013
164.969
                       
154.026
                        
114,73
     
17.671.675
        
PROINFA
13.439
                         
13.439
                          
Bilateral
89.176,80
                   
83.261,45
                     
369,82
     
30.791.751
        
Total
648.981
                       
606.824
                        
207,21
     
125.742.308
     
Intervalo de Eficiência
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
74,17%
81,25%
87,89%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
48.739.494
          
53.249.517
          
57.759.541
          
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
56.482.168
          
4. Meta estudo de eficiência - R$
56.482.168
          
5. Variação Anual (%)
0,00%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
56.482.168
          
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
41.306.420
          
8. Meta OPEX 
56.482.168
          
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
136,74%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
53.024.936
          
11. Número de anos no ciclo
4
                            
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
55.617.860
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Pág. 8 da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
35. 
No caso da EBO, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está no 
intervalo de eficiência. Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória 
de 0%a.a., não foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite 
anual de 5%. Em relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da 
metodologia resultou em relação entre a meta de custos operacionais e os custos reais de 136,74%, 
assim se fazendo necessário recalcular a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor 
excedente a 120%.  
 
2. Receitas Irrecuperáveis (RI) 
 
36. 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa 
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores. 
A Tabela abaixo apresenta o resultado do cálculo do valor a ser considerado nesta revisão tarifária. 
 
Tabela 9. Receitas Irrecuperáveis 
 
 
 
3. Base de Remuneração Regulatória (BRR), Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração 
Regulatória (QRR) 
 
37. 
A Base de Remuneração consiste no montante de investimentos realizados pelas 
concessionárias na prestação dos serviços de distribuição de energia. 
 
38. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória 
Líquida e do Custo de Capital. O custo de capital representa o custo de oportunidade dos recursos 
do investidor, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade de distribuição de 
energia. 
 
39. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde a depreciação e a 
amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à 
prestação do serviço ao longo da sua vida útil, depende da Base de Remuneração Regulatória Bruta 
e da taxa média de depreciação. 
 
40. 
A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como 
o resultado do cálculo da remuneração do capital e da quota de reintegração. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Descrição
Receita Base (R$)
% RI
RI (R$)
Encargos Setoriais
44.678.103
          
0,20%
90.207
                
Restante da Receita
379.822.774
        
0,06%
225.429
             
Total
424.500.876
        
0,07%
315.636
             
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Tabela 10. Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
 
 
41. 
O valor da Base de Remuneração Regulatória, na Data-Base de 31 de agosto de 2020, 
segundo laudo de avaliação fiscalizado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e 
Financeira – SFF foi informado por meio do Memorando nº 13/2021-SFF/ANEEL7, de 13 de janeiro 
de 2021.  
 
42. 
Em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.3 do Módulo 2 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – PRORET, os valores informados pela SFF foram atualizados pelo IPCA entre 
a data-base do laudo de avaliação, 31 de agosto de 2020, e a data da revisão tarifária, 4 de fevereiro 
de 2021. 
 
 
7 48536.000160/2021-00. 
Descrição
Valor
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
408.977.427
          
(2) Índice de Aproveitamento Integral
9.948
                       
(3) Obrigações Especiais Bruta
102.769.734
          
(4) Bens Totalmente Depreciados
79.778.507
            
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
226.419.238
          
(6) Depreciação Acumulada
208.220.474
          
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
200.756.953
          
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
7.100
                       
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)
200.749.853
          
(10) Almoxarifado em Operação
663.059
                  
(11) Ativo Diferido
-
                           
(12) Obrigações Especiais Líquida
43.440.122
            
(13) Terrenos e Servidões
2.733.625
               
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13)
160.706.415
          
(15) Saldo RGR PLPT
-
                           
(16) Saldo RGR Demais Investimentos
-
                           
(17) WACC real antes de impostos
11,08%
(18) Remuneração sem RGR e Obrigações Especiais = [(14)-(15)-(16)] * (17)
17.812.168
            
(19) Taxa RGR/PLPT 
2,28%
(20) Remuneração RGR PLPT = (15) * (19)
-
                           
(21) Taxa RGR Demais Investimentos
2,28%
(22) Remuneração RGR Demais Investimentos = (16) * (21)
-
                           
(23) Taxa Obrigações Especiais
1,48%
(24) Remuneração de Obrigações Especiais = (3) * (23)
1.521.871
               
(25) Remuneração do Capital = (18)+(20)+(22)+(24)
19.334.040
            
(26) Taxa de Depreciação
3,92%
(27) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (26)
8.875.634
               
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Descrição Valor  
  
  
  
  
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 226.419.238  
  
  
  
  
  
  
  
  
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13) 160.706.415  
  
  
  
(18) Remuneração sem RGR e Obrigações Especiais = [(14)-(15)-(16)] * (17) 17.812.168  
  
(20) Remuneração RGR PLPT = (15) * (19) -  
  
(22) Remuneração RGR Demais Investimentos = (16) * (21) -  
  
(24) Remuneração de Obrigações Especiais = (3) * (23) 1 .521.871  
(25) Remuneração do Capital = (18)+(20)+(22)+(24) 19.334.040  
  
(27) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (26) 8 .875.634  
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
4. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). 
 
43. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, 
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, 
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
44. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI: 
 
 
Tabela 11. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI 
 
 
5. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
45. 
O índice de ajuste de mercado considera os ganhos potenciais de produtividade no 
ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas definidas na 
revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual revisão 
tarifária, é de 0,32%. 
 
46. 
O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria 
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor 
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade 
técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na 
atual revisão tarifária, foi definido em -1,03%. 
 
47. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da 
EBO. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Descrição
Valor (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
42.701.017
          
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
19.215.458
          
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
5.124.122
            
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
18.361.437
          
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
2.050.297
            
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
1.015.988
            
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
4.481.983
            
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
7.548.268
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Tabela 12. Cálculo da Parcela B ajustada 
 
 
6. Outras Receitas (OR) 
 
48. 
As concessionárias de distribuição de energia elétrica possuem, além das receitas 
decorrentes da aplicação das tarifas, outras fontes de receita de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, que são denominadas de “Outras Receitas”. Estas podem ser 
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas inerentes ao serviço de 
distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades 
acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de 
concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. 
 
49. 
A SFF informou o valor fiscalizado de “Outras Receitas” além de Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativo, por meio do Memorando nº 14/2021, de 13 de janeiro de 20218. 
 
50. 
A tabela a seguir sintetiza o cálculo de “Outras Receitas”, calculada nos termos do 
Submódulo 2.7 A do PRORET. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 SIC 48536.000164/2021-00. 
Descrição
Valor (R$)
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
55.933.496
          
Custos Operacionais (CO)
55.617.860
          
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)
90.207
                  
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse)
225.429
                
Custo Anual dos Ativos (CAA)
35.757.941
          
Remuneração do Capital (RC)
19.334.040
          
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
8.875.634
            
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
7.548.268
            
Parcela B (VPB)
91.691.438
          
 Índice de Produtividade da Parcela B
0,32%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
-1,03%
Parcela B com ajustes
92.344.714
          
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Tabela 13. Outras Receitas 
 
 
7. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos   
 
51. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade na cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de 
conexão, sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda”. Além disso, também determina que 
seja aplicada cobrança sobre os montantes de energia reativa e demanda de potência reativa que 
infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado “Excedente de 
Reativos”. 
 
52. 
O tratamento destas receitas adicionais auferida pelas distribuidoras é calculada 
conforme o Submódulo 2.7 do PRORET.  
 
53. 
No caso da EBO estão sendo considerados os seguintes valores de Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos contabilizados no último ciclo tarifário referentes, aos meses 
entre setembro de 2016 e agosto de 2020, informados pela SFF. Tais valores estão sendo subtraídos 
da Parcela B, proporcionalizados de acordo com o ciclo tarifário da empresa e corrigidos pela SELIC. 
 
 
 
 
 
 
 
Descrição das atividades
Compartilhamento
Receita 
Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
328.820
           
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
60%
223.511
           
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D
50%
-
                    
Veiculação de publicidade
60%
-
                    
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
60%
-
                    
Compartilhamento de infraestrutura (Média 24 meses)
60%
1.816.175
        
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
60%
-
                    
Operacionalização de serviço de créditos tributários
60%
-
                    
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1)  redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse 
específico e ao atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
60%
-
                    
(2)  redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão;
60%
-
                    
(3)  subestações de energia;
60%
-
                    
(4)  instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
60%
-
                    
(5)  banco de capacitores:
60%
-
                    
(6)  padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão;
60%
-
                    
(7)  sistemas de medição de energia elétrica;
60%
-
                    
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída;
30%
-
                    
(9)  sistemas de iluminação pública.
60%
-
                    
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que 
não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética 
estabelecidos em lei
30%
-
                    
Serviços de comunicação de dados
30%
-
                    
Serviços de consultoria
60%
-
                    
Total
2.368.507
        
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Pág. 13 da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021. 
 
* 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 48500.004623/2020-07. 
Tabela 14. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
 
 
III.E.  Componentes Tarifários Financeiros  
 
54. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas 
às distribuidoras. 
 
55. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros 
nesta revisão da EBO. 
 
Tabela 15. Componentes Financeiros 
 
 
56. 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à CONTA-COVID, 
cujos montantes somados implicaram em impacto de -5,04% no reajuste. Os montantes em questão 
equivalem a  totalidade dos valores recebidos pela EBO da CONTA-COVID até o mês de dezembro 
de 2020 e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
 
 
 
Descrição
Valor (R$)
Ultrapassagem de Demanda
587.036
Excedente de Reativo
955.456
Total
1.542.492
Componente Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
4.373.707,73
         
1,66%
CVA em processamento -Transporte
3.879.768,95
         
1,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(7.040.201,78)
        
-2,68%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
107.878,99
            
0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
300.281,84
            
0,11%
Sobrecontratação/exposição de energia
10.228.559,30
       
3,89%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
494.613,60
            
0,19%
Previsão de Risco Hidrológico
8.581.648,27
         
3,26%
Ajuste CUSD
1.039.627,13
         
0,40%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
34.906,47
               
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(7.542.339,11)
        
-2,87%
Conselho de Consumidores
(228.944,76)
           
-0,09%
CONTA COVID
(13.257.739,60)
     
-5,04%
Total
971.767,04
            
0,37%
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
III.F. Análise da Revisão Tarifária Periódica 
 
1. Resultados 
 
57. 
A Revisão Tarifária Periódica da EBO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 4,06%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
 
Tabela 16. Efeito médio ao consumidor 
 
 
58. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o forte aumento nos custos de Fio A (Rede Básica 
variando, Fronteira e CUSD) que impacta mais a Alta Tensão (especialmente A3 que só possui 
consumidor livre), devido a alteração na estrutura tarifária; e (ii) bem como a nova estrutura tarifária 
que nas revisões tarifárias é modificada com a atualização das curvas de carga e transformações e 
do fluxo de potência entre os níveis de tensão.  
 
59. 
O efeito médio nas tarifas de 5,21% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de 
custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 8,55%, ao se ter como base de 
comparação os custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes, com efeito de 0,37%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos 
no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito 
de -3,71%  atual processo tarifário da EBO. 
 
60. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com 
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o 
efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
8,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
4,06%
Efeito Médio AT+BT
5,21%
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Tabela 17. Resumo da revisão  
 
 
61. 
O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição 
da nova Receita Anual da concessionária. 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
170.938.779
         
193.041.942
        
12,93%
8,74%
68,58%
Encargos Setoriais
23.936.977
           
31.156.407
          
30,16%
2,78%
11,07%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
396.535
                 
371.751
                
-6,25%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
11.240.537
           
12.905.260
          
14,81%
0,64%
4,6%
CDE Conta COVID
-
                          
4.520.223
            
0,00%
1,74%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
5.301.151
             
5.084.424
            
-4,09%
-0,08%
1,8%
PROINFA
4.407.417
             
5.615.144
            
27,40%
0,47%
2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2.562.616
             
2.629.586
            
2,61%
0,03%
0,9%
ONS
28.721
                   
30.021
                  
4,52%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
27.162.914
           
36.143.227
          
33,06%
3,68%
12,84%
Rede Básica
10.559.789
           
15.653.762
          
48,2%
2,05%
5,6%
Rede Básica Fronteira
4.113.366
             
5.428.557
            
32,0%
0,54%
1,9%
Conexão
329.932
                 
469.717
                
42,4%
0,06%
0,2%
Uso do sistema de distribuição
12.159.827
           
14.591.191
          
20,0%
1,03%
5,2%
Custos de Aquisição de Energia
119.838.888
         
125.742.308
        
4,93%
2,28%
44,67%
PARCELA B
88.912.065
           
88.433.715
          
-0,54%
-0,18%
31,42%
Custos Operacionais
56.482.168
           
56.014.122
          
-0,83%
-0,18%
19,9%
Anuidades
7.087.177
             
7.602.047
            
7,26%
0,20%
2,7%
Remuneração
19.157.386
           
19.471.789
          
1,64%
0,12%
6,9%
Depreciação
7.752.146
             
8.938.871
            
15,31%
0,46%
3,2%
Receitas Irrecuperáveis
291.058
                 
317.885
                
9,22%
0,01%
0,1%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda
(1.857.869)
            
(3.910.999)
           
110,51%
-0,79%
-1,4%
Reposicionamento Tarifário
259.850.844
         
281.475.657
        
8,55%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
971.767
                
0,37%
CVA em processamento - Energia
4.373.708
            
1,66%
CVA em processamento -Transporte
3.879.769
            
1,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(7.040.202)
           
-2,68%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
107.879
                
0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
300.282
                
0,11%
Sobrecontratação/exposição de energia
10.228.559
          
3,89%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
494.614
                
0,19%
Previsão de Risco Hidrológico
8.581.648
            
3,26%
Ajuste CUSD
1.039.627
            
0,40%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
34.906
                  
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(7.542.339)
           
-2,87%
Conselho de Consumidores
(228.945)
              
-0,09%
CONTA COVID
(13.257.740)
         
-5,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,21%
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Gráfico 1 – Composição da receita sem tributos 
 
62. 
O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com tributos. 
 
Gráfico 2. Composição da receita com tributos 
 
2. Análise Parcela A 
 
63.  
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a EBO levaram a uma 
variação no efeito médio de 2,28%. As principais alterações decorrem do aumento das tarifas do 
Contrato Bilateral com a UTE Juiz de Fora, cuja atualização considera, entre outros, a variação do 
combustível e do dóla, bem coomo o da energia proveniente do regime de Cotas estabelecido pela 
Lei 12.783/2013. 
 
64. 
O Gráfico abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
Custo de 
Distribuição
31,4%
Custo de 
Energia
44,7%
Custo de 
Transmissão
12,8%
PROINFA 2,0%
CDE 6,2%
ESS/EER 1,8%
Outros 1,1%
Encargos     
Setorias
11,1%
Custo de 
Distribuição
21,9%
Custo de 
Energia
31,2%
Custo de 
Transmissão
9,0%
Encargos 
Setoriais
7,7%
ICMS
25,0%
PIS/COFINS
5,2%
Tributos
30,3%
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Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
65. 
Os custos de transmissão contribuíram para uma variação do efeito médio de 3,68%.  
Destaca-se a aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas 
Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº 
2.724 e nº 2.726, ambas de julho de 2020. 
 
66. 
O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das cassações das liminares 
associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do processamento de 
revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas devido à ausência 
de definição de metodologia empregada; (iii) do aumento de custos referentes a novas instalações 
de transmissão; e (iv) da aplicação das novas tarifas da Energisa Paraíba, com quem a EBO tem 
celebrado contrato de uso de sistema de distribuição (CUSD).  
 
67. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 2,78%. Destaca-se a 
participação da CDE Uso, com valores levados a Consulta Pública nº 72/2020, que contribuiu para o 
aumento do efeito médio em 0,64%, bem como da CDE Conta COVID, estabelecido pela REN 
885/2020, e pelo Despacho nº 181/2021, de 26 de janeiro de 2021, com impacto de 1,74% no efeito 
médio final.  
 
 
 
 
 
 
2,28%
-0,04%
0,20%
-0,52%
0,15%
-0,24%
0,69%
2,05%
-0,01%
Total
CCEAR
Existente
Quantidade
CCEAR
Nova/Alternativa
Disponibilidade
CCEAR
Nova/Alternativa
Quantidade
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas
Lei 12.783/2013
Bilateral
 Proinfa
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3. Análise Parcela B 
 
68. 
Parcela B calculada neste processo e a atualmente praticada foi de -0,54%, 
acarretando um impacto de -0,18% na revisão tarifária. A seguir detalham-se os impactos nos custos 
de distribuição da concessionária. 
 
69. 
Os custos operacionais definidos nessa revisão quando comparados com os valores 
presentes na tarifa diminuíram -0,83%, contribuindo em -0,18% no efeito tarifário. A aplicação da 
metodologia indicou que a cobertura de custos operacionais atualmente presente nas tarifas 
encontra-se dentro da faixa de eficiência, no entanto, quando comparado esses custos com a média 
de custos reais da empresa, tem-se a razão de 136,74%, de forma que o que ultrapassa 120%, de 
acordo com a metodologia, é revertido para modicidade tarifária. 
 
70. 
A cobertura para anuidades variou 7,26% quando comparada aos valores hoje 
contidos nas tarifas, com impacto no efeito médio de 0,20%. Esse resultado proveio da revisão dos 
parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da 
base de remuneração regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende. 
 
71. 
A remuneração do capital aumentou 1,64%  em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,12%. A situação adveio principalmente 
do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 117 milhões  para R$ 161 milhões. 
A remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais contribuiu 
para a redução da remuneração do capital. O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a variação 
na remuneração de capital.  
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre a remuneração do capital 
 
72. 
A quota de reintegração regulatória aumentou 15,31% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,46%. O aumento proveio da variação da Base 
Remuneração
4º Ciclo
Remun.
WACC/RGR/OE
Efeito Base
Líquida
Remuneração
5º Ciclo
100,0%
- 12,6%
14,2%
101,6%
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de Remuneração Bruta, que passou de R$ 168 milhões para R$ 226 milhões. Houve ainda aumento 
na taxa média de depreciação em relação a última revisão tarifária, de 3,89% para 3,92%. O Gráfico 
3 demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
 
73. 
As receitas irrecuperáveis variaram 9,22% em relação aos valores tarifários atuais, 
com impacto de 0,01% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios 
de inadimplência que são admitidos para a EBO e da atualização da base de cálculo sobre a qual é 
apurada a cobertura das receitas irrecuperáveis.  
 
74. 
Por se tratar da 5ª Revisão Tarifária Periódica, os valores arrecadados de 
Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), passam a ser subtraídos da Parcela 
B. Os valores em questão foram computados juntamente com Outras Receitas (OR), o que justifica 
a variação de 110,51% deste item, com impacto de -0,79% nas tarifas. 
 
4. Análise Financeiros 
 
75. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram com o efeito de 0,37% na atual revisão da concessionária.  
 
76. 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à (i) CONTA-
COVID, cujos montantes somados implicaram em impacto de -5,04% no efeito médio9; (ii) reversão 
do risco hidrológico concedido no ano anterior com impacto de -2,87%. 
 
77. 
Quanto aos valores positivos, os maiores impactos foram os referentes à 
sobrecontratação, com impacto de 3,89%, e com relação a previsão do risco hidrológico, com 3,26%.  
 
9 Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores recebidos pela EBO da CONTA-COVID até o mês de 
dezembro de 2020 e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
 
Depreciação
4º Ciclo
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito Base Bruta
Depreciação
5º Ciclo
100,0%
0,8%
14,5%
115,3%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004623/2020-07. 
78. 
Ainda, dentre os componentes financeiros apurados, aqueles relacionados aos itens 
de custos cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias podem ser visualizados na tabela abaixo, 
juntamente com a respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco 
Hidrológico concedida no processo anterior. Ressaltamos que os valores positivos indicam despesas 
e os negativos apontam receitas na Conta. 
 
Tabela 18. Componentes financeiros relacionados a Bandeira Tarifária 
 
 
79. 
Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de 
aproximadamente R$ 14,3 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias 
(receita de R$ 4,1 milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo de 2020, da previsão dos riscos 
hidrológicos, conforme metodologia descrita no Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita de R$ 7,5  
milhões). Com a adoção das duas medidas, pode-se afirmar que, no período avaliado, houve déficit 
da distribuidora relativo aos custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias (R$ 2,6 milhões), os quais 
contribuíram com o efeito de 1,01% no presente processo tarifário. Frisa-se, portanto, que as 
bandeiras tarifárias contribuíram com -1,58% de redução no efeito final. 
 
80. 
Destaca-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de 
apuração do Saldo da CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo 
considerados neste processo tarifário. 
 
 
III.F. Comparação entre a Proposta da Consulta Pública e o Resultado Final 
 
81. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores entre a proposta da Consulta Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
 
 
 
 
 
 
Descrição
Valor (mil R$)
Impacto
CVA Energia - Efeito CCEAR-D
(3.169,52)
                    
-1,21%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas
4.611,01
                      
1,75%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas
4.296,06
                      
1,63%
CVA ESS/EER (sem bandeiras)
(4.381,26)
                    
-1,67%
Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras)
12.990,13
                   
4,94%
Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias
14.346,43
                   
5,46%
Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP)
(4.145,82)
                    
-1,58%
Reversão da Previsão do Risco Hidrológico
(7.542,34)
                    
-2,87%
Custo não coberto antecipadamente
2.658,27
                      
1,01%
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
Tabela 19. Consulta Pública x Resultado Final 
 
 
82. 
A alteração no reposicionamento tarifário entre a versão enviada para Consulta 
Pública e essa versão final foi de 1,76%, de 3,45% para 5,21%. 
 
83. 
Essa variação se deu, dentre outros itens, pela Parcela A (de 7,08% para 8,74%), em 
especial pela inclusão do Encargo CDE COVID, que não estava previsto na proposta inicial e 
contribuiu com 1,74% para esta variação, bem como pela definição de quotas de CDE Uso e PROINFA 
para o ano de 2021. 
 
84. 
Destaca-se também significativa alteração no mercado de referência, que na versão 
inicial repetia o mês de setembro/2020 de outubro/20 a janeiro/21, com Receita Verificada de R$ 
 Descrição 
 CP 65/2020
Receita 
Requerida
(R$) 
 Final
Receita 
Requerida
(R$) 
 Variação 
Receita 
Requerida 
Final/CP 
 CP
Participação 
na Revisão
% 
 Final 
Participação 
na Revisão
% 
 Diferença 
de Efeito 
entre CP e 
Final 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
182.355.296
193.041.942
5,9%
7,08%
8,74%
1,7%
Encargos Setoriais
24.202.808
31.156.407
28,7%
0,43%
2,78%
2,3%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
372.554
            
371.751
            
-0,2%
0,00%
-0,01%
0,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
11.439.727
      
12.905.260
      
12,8%
0,23%
0,64%
0,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                     
891.512
            
-
0,00%
0,34%
0,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE)
-
                     
3.628.710
         
-
0,00%
1,40%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
5.363.525
         
5.084.424
         
-5,2%
0,10%
-0,08%
-0,2%
PROINFA
4.443.792
         
5.615.144
         
26,4%
0,07%
0,47%
0,4%
P&D, Efic.Energ 
2.553.189
         
2.629.586
         
3,0%
0,03%
0,03%
0,0%
ONS
30.021
              
30.021
              
0,00%
0,00%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
36.100.130
36.143.227
0,1%
4,11%
3,68%
-0,4%
Rede Básica
15.653.762
      
15.653.762
      
0,0%
2,24%
2,05%
-0,2%
Rede Básica Fronteira
5.428.557
         
5.428.557
         
0,0%
0,60%
0,54%
-0,1%
Conexão
461.171
            
469.717
            
1,9%
0,06%
0,06%
0,0%
Uso do sistema de distribuição
14.556.639
      
14.591.191
      
0,2%
1,21%
1,03%
-0,2%
Custo de Aquisição de Energia 
122.052.358
    
125.742.308
    
3,0%
2,55%
2,28%
-0,3%
PARCELA B
87.058.829
      
88.433.715
      
1,6%
0,48%
-0,18%
-0,7%
Custos Operacionais
54.711.145
      
56.014.122
      
2,4%
0,07%
-0,18%
-0,2%
Anuidades
7.512.562
         
7.602.047
         
1,2%
0,27%
0,20%
-0,1%
Remuneração
19.372.566
      
19.471.789
      
0,5%
0,35%
0,12%
-0,2%
Depreciação
8.880.677
         
8.938.871
         
0,7%
0,56%
0,46%
-0,1%
Receitas Irrecuperáveis
372.425
            
317.885
            
-14,6%
0,04%
0,01%
0,0%
Outras ReceitasOR, UD e ER + ajustes de incentivo 
(3.790.545)
       
(3.910.999)
       
3,2%
-0,80%
-0,79%
0,0%
Reposicionamento Tarifário
269.414.125
    
281.475.657
    
4,48%
7,56%
8,55%
1,0%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
(873.981)
           
971.767
            
-0,35%
0,37%
0,72%
CVA em processamento - Energia
4.241.519
         
4.373.708
         
1,69%
1,66%
-0,03%
CVA em processamento -Transporte
3.858.941
         
3.879.769
         
1,54%
1,48%
-0,06%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(8.811.264)
       
(7.040.202)
       
-3,52%
-2,68%
0,84%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
245.321
            
107.879
            
0,10%
0,04%
-0,06%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
1.021.354
         
300.282
            
0,41%
0,11%
-0,29%
Sobrecontratação/exposição de energia
3.693.077
         
10.228.559
      
1,47%
3,89%
2,42%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEA
494.386
            
494.614
            
0,20%
0,19%
-0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
8.501.409
         
8.581.648
         
3,39%
3,26%
-0,13%
Ajuste CUSD
1.044.214
         
1.039.627
         
0,42%
0,40%
-0,02%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
34.880
              
34.906
              
0,01%
0,01%
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(7.273.470)
       
(7.542.339)
       
-2,90%
-2,87%
0,04%
Conselho de Consumidores
(217.301)
           
(228.945)
           
-0,09%
-0,09%
0,00%
CONTA COVID
(7.707.047)
       
(13.257.740)
     
-3,08%
-5,04%
-1,97%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,76%
-3,71%
0,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
3,45%
5,21%
1,76%
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
250,5 milhões, e agora na versão final (repetindo apenas dezembro/20 para janeiro/21), com R$ 
259,3 milhões. 
 
85. 
Já o efeito da Parcela B reduziu em decorrência da fiscalização da base de 
remuneração e da atualização do mercado que impactaram os custos operacionais.  
 
86. 
Os componentes financeiros também impactaram positivamente, uma vez que na 
proposta inicial apresentavam o cálculo da empresa, e na versão final, reflete o valor devidamente 
calculado pelas áreas técnicas, de -0,35% para 0,37%. 
 
IV. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
87. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora 
no período de competência de fevereiro/2021 a janeiro/2022, até o 10º dia útil do mês 
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores 
previstos e os realizados no período de fevereiro/20 a janeiro/2021. 
 
Tabela 20. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
V. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
88. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei 
no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de 
fevereiro de 1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no CC 08/2000. 
 
 Tipo 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(146.538,94)
      
287.181,97
        
140.643,02
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
1.471,37
            
25.036,18
          
26.507,55
          
Subsídio Rural
7.334,00
            
114.658,88
        
121.992,88
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
4.252,40
            
57.396,48
          
61.648,88
          
Total
(133.481,16)
      
484.273,50
        
350.792,34
        
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004623/2020-07. 
VI. CONCLUSÃO 
 
89. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº CC 08/2000, no que 
consta do Processo nº 48500.004623/2020-07 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da EBO, a vigorar a 
partir de 04 de fevereiro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 4,06%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão; 
 
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
 
d) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético 
– CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à 
EBO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
f) pela fixação dos componentes T e Pd do Fator X em 0,99% e 0,32%, respectivamente; 
e 
 
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2021, 
2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo: 
 
2021 
2022 
2023 
2024 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
5,1814% 
5,1814% 
5,1814% 
5,1814% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
1,6949% 
1,6949% 
1,6949% 
1,6949% 
 
 
ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS 
Especialista em Regulação 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
De acordo 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
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Número: 48581.000119/2021-00
    2021      2022      2023      2024  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  5,1814%      5,1814%      5,1814%      5,1814%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  1,6949%      1,6949%      1,6949%      1,6949%    
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004623/2020-07.
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Pág. 24 da Nota Técnica no 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021. 
 
* 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 48500.004623/2020-07. 
ANEXO I 
METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de revisão tarifária 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 desta Revisão Tarifária Periódica – RTP está 
descrita nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET10 , 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 processo de RTP de concessionárias de 
distribuição com as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
2.1  
Procedimentos Gerais 
2.3 
18/03/2020 
2.2  
Custos Operacionais  
2.2 
13/03/2018 
2.3 
Base de Remuneração Regulatória 
2.0 
23/11/2015 
2.4 
Custo de Capital 
4.1 
20/04/2020 
2.5  
Fator X 
3.0 
19/03/2020 
2.6 
Perdas de Energia 
2.0 
06/05/2015 
2.7  
Outras Receitas 
2.2 
05/07/2018 
2.8 
Geração Própria de Energia 
1.1 
24/12/2014 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.2  
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
26/01/2018 
3.3  
Custos de Transmissão 
1.0 
17/03/2014 
3.4  
Encargos Setoriais 
1.0 
17/03/2014 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2  
CVA 
1.0 
28/03/2016 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4  
Demais Componentes Financeiros 
1.5 
27/05/2019 
Módulo 5.  Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses de Compras de Energia 
1.0 
28/03/2016 
 
10 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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Número: 48581.000119/2021-00
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
2.1      Procedimentos Gerais      2.3      18/03/2020    
2.2      Custos Operacionais      2.2      13/03/2018    
2.3      Base de Remuneração Regulatória      2.0      23/11/2015    
2.4      Custo de Capital      4.1      20/04/2020    
2.5      Fator X      3.0      19/03/2020    
2.6      Perdas de Energia      2.0      06/05/2015    
2.7      Outras Receitas      2.2      05/07/2018    
2.8      Geração Própria de Energia      1.1      24/12/2014    
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.2      Custos de Aquisição de Energia      1.1      26/01/2018    
3.3      Custos de Transmissão      1.0      17/03/2014    
3.4      Encargos Setoriais      1.0      17/03/2014    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2      CVA      1.0      28/03/2016    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4      Demais Componentes Financeiros      1.5      27/05/2019    
  Módulo 5. Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva -      1.0      28/12/2018    
5.5      ETaExRa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses de Compras de Energia      1.0      28/03/2016    
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004623/2020-07. 
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 
10.1 
Revisões tarifárias de Distribuidoras 
1.2 
15/07/2013 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a 
Receita Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 
12 (doze) meses imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
5. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração 
adequada dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição 
de energia elétrica. O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos 
relacionados às atividades de geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
6. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem 
alteradas as tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O 
resultado da razão entre essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em 
média.  
 
7. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte 
fórmula:  
 
𝑹𝑻= (
 𝐑𝐑
𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎          (1)  
 
onde: 
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); 
RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
8. 
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela 
A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso 
dos sistemas de transmissão, encargos setoriais e as receitas irrecuperáveis. Em geral, a 
distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e em razão disso estes valores 
são repassados para os clientes da empresa.  
 
9. 
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a 
prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição, 
que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, 
por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.   
 
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Número: 48581.000119/2021-00
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        
10.1    Revisões tarifárias de Distribuidoras  1.2  15/07/2013  
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10. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte 
forma:  
 
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩     (2) 
 
             
 
 
onde: 
RR: Receita requerida; 
VPA: Valor da Parcela A; e 
VPB: Valor da Parcela B. 
 
 
11. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita 
da concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos 
necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com 
gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
12. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa 
de retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No 
cálculo dos custos de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa 
a recomposição dos investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo 
da vida útil dos bens e direitos. 
 
13. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de 
forma a assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente 
para o pagamento do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o 
Lucro Líquido – CSLL. 
 
14. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a 
atualização dos valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da 
vigência das tarifas estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do 
utilizado como referência para o cálculo da revisão. 
 
15. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação 
dos mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão 
tarifária. Por fim, são descontadas as Outras Receitas e as receitas de Ultrapassagem de Demanda 
e Excedente Reativo, que são revertidas em parte para a modicidade tarifária. 
 
16. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao 
nível de preços.   
 
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹−𝑼𝑫−𝑬𝑹          (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado;  
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
𝑂𝑅: Outras Receitas; 
𝑈𝐷: Receita obtida com Ultrapassagem de Demanda; e 
𝐸𝑅: Receita obtida com Excedente Reativo. 
17. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é composto 
pelos Custos Operacionais, definidos pela metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 2.2 do 
PRORET.  
 
18. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes 
abaixo: 
 
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰  
    (4) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
19. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺    
(5) 
 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e  
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 
 
20. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é 
semelhante ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos 
componentes de Parcela A estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
 
III. PROCESSAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
A. Definição do Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para revisão tarifária corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de revisão. 
 
B. Cômputo da Receita Anual 
 
22. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
 
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
C. Cômputo da Parcela A 
 
23. 
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; e (iii) Custo de aquisição 
de energia elétrica e geração própria. 
 
24. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2, 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
1. Encargos Setoriais 
 
25. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
 
26. 
Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, 
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em 
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
i) o desenvolvimento energético dos Estados;  
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,  
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão 
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas 
das concessionárias de distribuição.  
 
27. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
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Processo nº 48500.004623/2020-07. 
i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores 
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário 
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, 
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350, 
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e 
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo 
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento 
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e 
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da 
CDE Conta-Covid. 
 
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  
 
28. 
Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET. 
 
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.  
 
29. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na 
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do 
PRORET. 
 
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
 
30. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo 
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de 
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica 
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET. 
 
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER 
 
31. 
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 
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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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operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN. 
 
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE) 
 
32. 
 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. 
 
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição 
 
33. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
 
a. Custo de Rede Básica  
 
34. 
Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, 
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à 
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de 
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da 
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos 
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão 
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao 
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam 
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de 
forma proporcional às suas quotas-partes. 
 
35. 
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 
que as tarifas são obtidas da Resolução Homologatória que homologa as TUSTs – Tarifas de Uso do 
Sistema de Transmissão. 
 
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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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36. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos 
da Resolução Homologatória específica publicada anualmente, além de considerar as informações 
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
b. Custo de Conexão 
 
37. 
Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e 
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
38. 
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. 
 
39. 
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. 
 
40. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados 
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-
se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o 
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de 
aniversário da concessionária de distribuição. 
 
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional  
 
41. 
Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela 
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de 
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela 
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição 
 
42. 
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. 
 
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3. Compra de Energia 
 
43. 
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. 
 
44. 
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”.  
 
45. 
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. 
 
46. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados 
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por 
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as 
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme 
dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por 
agentes de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e contratos firmados entre 
concessionária com mercado inferior a 700 GWh/ano e seu agente supridor;  
 
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas;  
 
iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras 
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Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto 
no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas 
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;  
 
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da 
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de 
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e 
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, 
de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
ix) Suprimento: 
refere-se 
à 
energia 
comercializada 
entre 
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária 
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é 
estabelecida pela ANEEL; 
 
x) Geração 
Distribuída: 
produção 
de 
energia 
elétrica 
proveniente 
de 
empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do 
comprador, exceto: hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, 
inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não 
existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo 
como combustível). 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
47. 
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 (na distribuição – técnicas e não 
técnicas 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. 
 
48. 
As perdas podem ser segmentadas entre perdas na Rede Básica, que são externas ao 
sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as perdas na 
distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. 
 
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49. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto 
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os 
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
b. Perdas Técnicas 
 
50. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao 
processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária, 
são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de distribuição da 
concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, tipo 
de transformadores.  
 
51. 
As perdas técnicas são calculadas segregando as redes de distribuição em alta, média 
e baixa tensão, além das subestações, transformadores de distribuição, ramais de ligação e 
medidores. O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia 
empregada para o cálculo das perdas técnicas.  
 
c. Perdas Não-Técnicas 
 
52. 
As perdas não técnicas representam as perdas associadas à furtos de energia, erros 
de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição. Estas são obtidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas. 
 
53. 
O referencial regulatório para as perdas não técnicas é redefinido a cada revisão 
tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor 
de perdas não técnicas a cada reajuste tarifário subsequente, ou na forma de uma meta fixa, em 
que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de 
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo 
tarifário. 
 
54. 
O Submódulo 2.6 do PRORET detalha a metodologia empregada para o cálculo das 
perdas não técnicas. A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não 
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão 
com certo grau de semelhança. Essa comparação se dá, essencialmente, a partir da construção de 
um ranking de complexidade no combate às perdas não técnicas, que busca mensurar de forma 
objetiva o nível de dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as 
fraudes e os furtos de energia em sua área de concessão. 
 
55. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar quais distribuidoras que atuam 
em áreas mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não 
técnicas, sejam referências de eficiência, e possam, portanto, ser utilizadas para se definir 
trajetórias de redução de perdas não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que, além da análise 
de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado 
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da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não 
técnicas tiverem crescido.  
 
56. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, 
regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 
4 anos civis alcançada pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no 
Submódulo 2.6 do PRORET, se for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o 
desempenho de distribuidoras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do 
combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. Caso a concessionária em 
processo de revisão possua patamares reais de perdas não técnicas superiores aos considerados 
adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das empresas benchmarks passa a ser 
referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade potencial de redução. 
 
d. Valoração da Compra de Energia 
 
57. 
O artigo 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. 
 
58. 
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. 
 
59. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits11 considerando o período de 
referência em questão.  
 
60. 
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.  
 
61. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.  
 
 
 
 
 
 
 
11 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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D. Cômputo da Parcela B 
 
1. Custos Operacionais 
 
62. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Submódulo 2.2 do 
PRORET, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente 
dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
63. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras 
levando-se em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é 
estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os 
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.   
 
64. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data 
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, 
perdas não técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
65. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com 
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos 
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, 
parte da diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada 
para fins de cálculo do Componente T do Fator X.   
 
66. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite 
superior do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator 
T são calculados de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo 
até alcançar o limite superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do 
intervalo, o valor de custos operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma 
criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, 
se os valores estiverem contidos no intervalo de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão 
corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a zero.  
 
67. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior 
é compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação 
anual de 5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧(  | √𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑪𝑶𝑨𝒕
𝑵
−𝟏| ; 𝟓%) 
 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
=  𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵 
 
(7) 
onde: 
∆𝐶𝑂: trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
5%: variação máxima admissível; 
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𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
 
: meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
68. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a 
aplicação da metodologia, conforme descrita nos passos anteriores, resultar em uma meta de custo 
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado 
em 50% com o consumidor.  
 
69. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a 
levar em consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
′ 
= 𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
𝟐
 
(8) 
 
onde: 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
′ 
: meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais. 
 
2. Custo Anual dos Ativos (CAA) 
 
a. Base de Remuneração Regulatória (BRR) 
 
70. 
Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração 
Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória. 
 
71. 
A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes 
itens: 
  
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, 
conforme caso específico), considerando os seguintes grupos de contas de ativos: 
 
i) Terrenos – Distribuição, Geração;  
ii) Reservatórios, barragens e adutoras;  
iii) Edificações, obras civis e benfeitorias – Distribuição, Geração; e  
iv) Máquinas e equipamentos – Distribuição, Geração.  
 
II – Intangível, considerando a conta de Servidões;  
 
III – Almoxarifado de operação; e  
 
IV – Obrigações especiais. 
 
72. 
A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos 
seguintes grupos de contas do AIS e Intangível: 
 
I – Intangível – Software, Outros; 
II – Terrenos – Administração;  
III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;  
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;  
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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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V – Veículos; e 
VI – Móveis e utensílios. 
 
73. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço 
público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser 
observadas as seguintes diretrizes: 
 
i) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) 
deve ser “blindada”. Entende - se como base blindada os valores aprovados por laudo de 
avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e 
as respectivas atualizações; 
 
ii) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde 
que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão 
tarifária; 
 
iii) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da 
base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as 
datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
 
iv) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês 
anterior ao mês da atual revisão tarifária; 
 
v) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-
base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária. 
 
74. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia 
elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente 
utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de 
remuneração aqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 
 
75. 
Também é deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo 
devedor de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do 
laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados 
provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da 
empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
76. 
O saldo dos investimentos realizados, a partir de financiamento com recursos da RGR, 
é remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário 
contempla atualização monetária da Parcela B, assim como os investimentos realizados durante o 
ciclo tarifário são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração 
regulatória.  
 
77. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) são remunerados 
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 2,28% a.a., e os recursos da RGR não 
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destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros 
disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de 2,28% a.a. em termos reais. 
 
b. Remuneração do Capital (RC) 
 
78. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória 
e do custo de capital, conforme formulação a seguir: 
 
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬    
(9) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais. 
 
79. 
Para o cálculo da taxa de retorno, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado 
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a 
renda, sendo expresso pela seguinte fórmula: 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒅     
 
(10) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rp: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rd: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida;  
V: soma do capital próprio e de terceiros; 
 
80. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor 
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
81. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do 
levantamento de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos 
anos de 2011, 2012 e 2013, resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) 
de 42,18%. 
 
82. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno 
CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de 
ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte 
equação: 
 
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𝒓𝑷= 𝒓𝒇+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒓𝑩      
 (11) 
 
onde:  
rP: custo de capital próprio; 
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
 
83. 
Para o custo de capital de terceiros, adota-se uma abordagem similar à do capital 
próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos 
para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de 
terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 
 
𝒓𝒅= 𝒓𝒇+ 𝒓𝑪+ 𝒓𝑩      
  (12) 
 
onde:  
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
rc: prêmio de risco de crédito; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
84. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma 
concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e 
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela II.1. Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
Custo de Capital 
Proporção de Capital Próprio (P) 
57,82% 
Proporção de Capital de Terceiros (D) 
42,18% 
Remuneração do título público brasileiro (rNTN-b) 
5,83% 
Beta médio alavancado () 
0,4480 
Prêmio de risco do mercado EUA (rm - rf) 
6,46% 
Prêmio de risco da atividade (rA) 
0,51% 
Prêmio de risco do negócio e financeiro () 
3,40% 
Custo de capital próprio 
9,23% 
Debêntures (rDeb) 
6,73% 
Custo de emissão (ceDeb) 
0,37% 
Impostos 
34% 
Custo de dívida real 
7,10% 
Custo Médio Ponderado 
WACC real antes de impostos* 
11,08% 
WACC real depois de impostos 
7,32% 
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34% 
85. 
Para aplicação tarifária, considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos 
impostos do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às 
tarifas dos consumidores como se segue abaixo: 
 
 
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  Custo de Capital      
  Proporção de Capital Próprio (P)    57,82%  
  Proporção de Capital de Terceiros (D)    42,18%  
  Remuneração do título público brasileiro (r )
NTN-b    5,83%  
  Beta médio alavancado ()    0,4480  
  Prêmio de risco do mercado EUA (r - r)
m f    6,46%  
  Prêmio de risco da atividade (r )
A    0,51%  
  Prêmio de risco do negócio e financeiro ()    3,40%  
  Custo de capital próprio    9,23%  
  Debêntures (r )
Deb    6,73%  
  Custo de emissão (ce )
Deb    0,37%  
  Impostos    34%  
  Custo de dívida real    7,10%  
  Custo Médio Ponderado      
  WACC real antes de impostos*    11,08%  
  WACC real depois de impostos    7,32%  
  * Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%      
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𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é =
(𝑷𝑽
⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽
⁄ )∙𝒓𝒅
𝟏−𝑻
      
 (13) 
 
86. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal 
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas 
finais inferiores ao valor de 34%, serão consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as 
alíquota de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero); 
 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as 
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na 
área de concessão sujeita ao benefício fiscal; 
 
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as 
alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%; 
 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
87. 
Para aplicação tarifária, considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela II.2 – WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de 
IRPJ e CSLL 
Taxa 
(rwacc-pré) 
WACC real antes dos impostosa 
Isento 
8,33% 
WACC real antes dos impostosb 
15,25% 
9,29% 
WACC real antes dos impostosc 
24% 
10,11% 
WACC real antes dos impostosd 
34% 
11,08% 
 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
88. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais - RCOE – é calculado conforme equação abaixo. 
 
𝑹𝑪𝑶𝑬 =
𝒓𝒑−𝒓𝒇
𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷×
𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃 
      (14) 
 
onde: 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal); 
𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal); 
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos; e 
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta. 
 
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WACC    Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
  WACC real antes dos impostosa  Isento  8,33%  
  WACC real antes dos impostosb  15,25%  9,29%  
  WACC real antes dos impostosc  24%  10,11%  
  WACC real antes dos impostosd  34%  11,08%  
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c. Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 
 
89. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
90. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de 
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a 
seguir: 
 
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹         
 
(15) 
 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
 
91. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as 
taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial 
do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 
2009. 
 
d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) 
 
92. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, 
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, 
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
93. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados 
no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são 
determinados como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕     
 (16) 
 
onde: 
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos 
não elétricos (instalações móveis e imóveis); 
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝑃𝐶𝐴1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
𝐼𝑃𝐶𝐴0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
94. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é 
necessário segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
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Tabela II.3 – Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos 
(% da BAR) 
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 
45% 
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 
12% 
Sistemas (BARI) 
43% 
 
95. 
Uma vez segregadas, as Anuidades são dadas por: 
 
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰      
  (17) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
96. 
As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 
50% do investimento. 
 
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[
𝟏
𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝟐
]          (18) 
 
onde: 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos 
considerados para infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: 
Sistemas de informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de 
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade 
de Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: 
referente ao TUC “Veículos” / I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”. 
 
3. Receitas Irrecuperáveis 
 
97. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1 do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 
12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por 
classe de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da 
distribuidora, conforme fórmula abaixo: 
 
𝑽𝑹𝑰=
𝑹𝑹 +𝑭𝒊𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆𝒊𝒓𝒐𝒔+𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
× {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄)
𝑪
}          (6) 
 
onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
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  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
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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. 
 
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
31. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e ao Custo Anual dos 
Ativos – CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.  
 
a. Índice de Ajuste de Mercado (Pm) 
 
32. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, 
considera os ganhos potenciais de produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de 
referência), e o período em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze 
meses posteriores à revisão.  
 
33. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária 
periódica de cada concessionária, como ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da 
produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual e a revisão tarifária anterior. O 
cálculo do Pm utiliza a mesma fórmula do componente Pd do Fatox X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
b. Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade 
 
98. 
O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria 
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor 
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade 
técnico e comercial da distribuidora. 
 
99. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma 
metodologia de cálculo do Componente Q do Fator X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
5.  Outras Receitas (OR) 
 
100. 
Conforme Submódulo 2.7 do PRORET, as outras receitas podem ser classificadas em 
duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de 
energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades acessórias”, 
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida 
por conta e risco das concessionárias. 
 
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101. 
As atividades acessórias subdividem-se em 2 subgrupos:  
 
i) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade 
regulada, prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: 
arrecadação de convênios ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de 
faturas de terceiros por meio de estrutura própria de arrecadação; veiculação de 
propaganda ou publicidade em fatura de energia elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou 
cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; compartilhamento de infraestrutura; serviços 
de avaliação técnica e de aferição de medidores em laboratório próprio; e operacionalização 
de serviço de créditos tributários. 
 
ii) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como 
atividade não regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de 
distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por 
terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da 
concorrência. São elas: elaboração de projeto, construção, expansão, operação, 
manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à 
regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de 
múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos 
sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) instalações elétricas 
internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de entrada de 
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia 
elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e 
(9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica 
e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa 
e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de 
comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades acessórias 
previstas. 
 
102. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será 
de 60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins 
de estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos 
consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica. 
 
103. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias 
complementares também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: 
a) (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de 
iluminação pública, b) eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração 
qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de 
Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de comunicação de dados, os quais o 
percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
 
 
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D. FATOR X 
 
104. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e 
despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo 
tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é 
corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste 
tarifário anual. 
 
105. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária 
periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível 
de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além 
de promover uma transição dos custos operacionais eficientes. 
 
106. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme 
a formulação a seguir:  
 
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻       
(19) 
 
onde: 
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
𝑄 = Qualidade do serviço; e 
𝑇 = Trajetória de custos operacionais. 
 
107. 
Os componentes T e Pd são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão 
tarifária. O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior 
à atual revisão tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
 
1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd 
 
108. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das 
distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da mediana 
da produtividade do segmento de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado de 
cada distribuidora em relação ao crescimento médio do mercado faturado de todas as 
distribuidoras, conforme equação a seguir: 
 
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟑𝟏𝟕× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊)𝑻−𝟔;𝑻−𝟏−∆𝑴𝑾𝒉
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅)   
 (20) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição entre 2013 e 2018 , calculada por 
mediana das variações anuais, equivalente a 0,663% a.a; 
∆MWh(i)T-6;T-1: Variação de mercado, em MWh, da concessionária i, para os seis anos que 
antecedem a revisão tarifária em processamento;  
∆𝑀𝑊ℎ
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação média de mercado, em MWh das distribuidoras, equivalente a 1,521% a.a.; 
e 
T: Ano da revisão tarifária em processamento. 
 
 
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2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T 
 
109. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição 
dos custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como 
o cálculo do Componente T, é descrita na seção III.4.1 deste anexo.  
 
3. Componente de Qualidade do Serviço – Q 
 
110. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade 
do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo 
com o comportamento de indicadores de qualidade. 
 
111. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, são considerados indicadores 
dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a 
variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 
 
112. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme 
equação abaixo: 
 
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+  𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥  (21) 
 
113. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, 
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 
16 a seguir12:  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
12 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo 
sabendo-se que a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade. 
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Tabela II.4. Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
 
 
114. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para 
obtenção de cada parcela da qualidade. 
 
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico 
 
115. 
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 obrigação legais e 
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET13. 
 
116. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste ou 
revisão tarifária anual são:  
 
 
 
 
 
13 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 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
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1. Neutralidade dos Encargos Setoriais 
 
117. 
Esse financeiro é resultante do aditivo ao Contrato de Concessão, firmado em 2010, 
que alterou a forma de cálculo dos processos tarifários ordinários para assegurar a neutralidade dos 
Encargos Setoriais. 
 
118. 
Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima 
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais 
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e 
os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, atualizadas pela taxa SELIC. 
 
119. 
A metodologia de cálculo da Neutralidade dos Encargos Setoriais consta do 
Submódulo 4.4 do PRORET. 
 
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
 
120. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões 
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de 
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária anual 
são atualizados pela Selic14. 
• 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. 
 
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.  
 
 
14 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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121. 
Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n° 
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário 
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o 
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado 
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de 
juros SELIC verificada.  
 
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia 
 
122. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET15, aprovado 
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
5. Demais Componentes Financeiros 
 
123. 
Serão considerados como Demais Componentes Financeiros (DCF) os seguintes itens: 
(i) Garantias financeiras de CCEARs; (ii) Penalidade por descumprimento da meta de 
Universalização; (iii) Compensação por violação de imites de continuidade; (iv) Neutralidade dos 
encargos setoriais; (v) Descasamento da TUSD Geração; (vi) Descasamento da TUSD Distribuição; 
(vii) Descasamento das tarifas de permissionárias; (viii) Recálculo de processo tarifário anterior; (ix) 
Suprimento fora da faixa de tolerância; e (x) Acordo Bilateral de CCEAR; e (xi) Previsão de Risco 
Hidrológico. A metodologia de cálculo para cada um deles estão elencados no Submódulo 4.4 do 
PRORET16 e devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário. 
  
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
124. 
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. 
 
125. 
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. 
 
126. 
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. 
 
127. 
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 
 
15 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
16 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2019845_Proret_Submod_4_4_V5.pdf 
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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  
 
128. 
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 700 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; 
e serviço público de irrigação. 
 
129. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve 
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos 
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT deve utilizar o mercado considerado no período de referência 
deste processo tarifário. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Anexo 2 – 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 
PRORET17. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. 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 0,46% e 
está detalhado no gráfico a seguir:  
 
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
 
17 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 48500.004623/2020-07. 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,58% de redução no 
reajuste das tarifas. 
5. 
A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram 
significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.  
ESS/EER 
6. 
Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio 
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação 
de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde 
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o 
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA. 
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
 
 
7. 
Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no 
processo tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão 
apresentados nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3. 
 
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Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
 
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho 
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros 
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor 
de R$ -2.648.738,08, o que representou uma redução no impacto da CVA de 1,01%. 
 
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$1
R$1
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$1
R$1
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de 
compra de energia da distribuidora.  
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
 
 
10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela 
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura 
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a 
área em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
123
176
177
177
169
173
171
176
178
179
179
191
175
192
192
192
194
194
194
194
194
194
194
194
194
194
 (12)
 (10)
 (8)
 (6)
 (4)
 (2)
 -
0
50
100
150
200
250
nov-19
dez-19
jan-20
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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11. 
A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia 
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
 
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
 
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12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de 
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, 
e a cobertura tarifária econômica concedida.  
 
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 1,66% pode ser segregado para 
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e 
alocação da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade 
dos CCEAR-D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas 
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão 
detalhados no gráfico a seguir a seguir.  
 
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
 
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. 
 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia, 
segregado em Método 2 e 3 
 
 
15. 
Assim, do efeito da CVA Energia de 1,66%, destaca-se 0,87% de efeito de Risco 
Hidrológico e CCEAR-D. 
 
Glosa de Energia 
 
16. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma 
carga real inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de 
energia.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
17. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os 
seguintes resultados: 
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora 
entre 01/11/2019 e 01/10/2020, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em 
R$ 2.991.485,94 a preços de fevereiro/2021. 
• Para o ano civil de 2019: Sobrecontratação de energia de 26.647,55 MWh, que representa 
4,31% do Mercado Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório 
definido no Decreto nº 5.163/2004, não há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do 
resultado do mercado de curto prazo. 
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação 
do ano civil de 2018 e 2019. 
• O Despacho nº 2.508/2020 homologou os valores da exposição e sobrecontratação 
involuntária para os anos de 2016 e 2017. Desta forma, os limites de repasse puderam ser 
aplicados, não houve ajuste para a EBO. 
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de 
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado 
financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ 12.039,78. 
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• Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das 
recontabilizações, é de R$ 10.228.559,3, já atualizado para preços de fevereiro/2021, com 
impacto de 3,89% no reajuste das tarifas.  
18. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de 
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
 
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
19. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de 
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro 
no mercado de curto prazo18 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
18 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
10
20
30
40
50
60
dez-19
jan-20
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
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Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
Conta Bandeira 
20. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar 
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. 
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta 
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens 
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta 
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
R$ 0,0
-R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,1
R$ 0,8
R$ 0,7
R$ 0,7
R$ 0,4
R$ 0,3
R$ 0,3
-R$ 0,0
0
50
100
150
200
250
300
350
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
dez/19
jan/20
fev/20
mar/20
abr/20
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão 
de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
21. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada 
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta 
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas 
Repactuadas foi de 1,01%.  
22. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, 
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e 
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 1,81%19.  
 
 
 
 
 
19 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.  
Itens
Impacto
I - Impacto na CVA*
0,87%
Risco Hidrológico de CCGF
1,04%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
1,23%
Risco Hidrológico de Itaipu
0,00%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade)
-1,40%
II - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico
-2,87%
Risco Hidrológico de CCGF
-1,39%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
-1,48%
Risco Hidrológico de Itaipu
0,00%
III - Receitas de MCP e ESS
3,01%
Resultado MCP
R$10.228.559,30
Diferença de Preços entre Submercados**
R$2.067.115,52
ESS + CONER
-R$4.381.259,01
IV - Custo não coberto pelas bandeiras e previsão (I + II + III) 
1,01%
Risco Hidrológico de CCGF
0,18%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
0,12%
Risco Hidrológico de Itaipu
0,00%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade)
0,71%
* Já descontada as receitas da Conta Bandeira
** Valor considerado em conjunto com o MCP na apuração da Conta Bandeira
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Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
23. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, 
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o 
limite de sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de novembro de 2019 a 
novembro de 2020, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 4,00%. 
 
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 FRANCISCO DE MATTOS FAE, ANA LUCIA DE ANDRADE PASSOS, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, DAVI ANTUNES LIMA
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