VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.005201/2021-21 
 
INTERESSADO: Eletrobras Termonuclear S.A. - Eletronuclear. 
 
RELATOR: Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
 
ASSUNTO: Estabelecimento da tarifa e da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração 
Angra 1 e 2, a vigorar a partir de 1º de janeiro de 2022. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
De acordo com o disposto na Lei nº 12.111, de 2009, o pagamento decorrente da geração 
da energia das usinas Angra 1 e Angra 2 deve ser rateado entre todas as concessionárias, permissionárias 
ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional – SIN e sua receita 
decorre de tarifa calculada e homologada anualmente pela ANEEL. 
 
2. 
A metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração 
Nucleoelétricas Angra 1 e 2, pertencentes à Eletronuclear, foi publicada na Resolução Normativa (REN) nº 
838, 
de 
18 
de 
dezembro 
de 
2018, 
que 
aprovou 
o 
Submódulo 
6.7  
dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. 
 
3. 
Conforme o PRORET, a receita de venda da energia elétrica das Centrais  
de Geração Angra 1 e 2 deve ser calculada com periodicidade anual, sendo definido um ciclo de revisões 
tarifárias periódicas a cada cinco anos, a partir de 1º de janeiro de 2019. Nos demais anos, é realizado 
reajuste tarifário. 
 
4. 
A Resolução Homologatória (REH) nº 2.821, de 15 de dezembro de 2020, estabeleceu a 
tarifa e a receita de venda dessas usinas para o ano de 2021.  
 
5. 
Em 15 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº 231/2021-SGT/ANEEL1,  
a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT solicitou informações à Eletrobras Termonuclear S.A. - 
Eletronuclear para subsidiar esse processo de reajuste.   
 
6. 
Porém, apesar de o processo tarifário de 2021 tratar de um Reajuste Tarifário Anual, o 
Submódulo 6.7 do PRORET prevê que sejam reconhecidos os investimentos realizados pela Eletronuclear 
nas usinas de Angra 1 e 2 desde a última Revisão Tarifária até o presente ano, como uma forma de 
equilibrar a transição entre a mudança do período de revisão de 3 anos para 5 anos. Assim, em 25 de 
 
1 Documento n° 48581.001618/2021-00.

outubro 
de 
2021, 
por 
meio 
do 
Ofício 
nº 
235/2021-SGT-SFF/ANEEL2,  
a SGT e a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF solicitaram à Eletronuclear 
informações de investimentos a serem reconhecidos no processo tarifário de 2021, o que foi respondido3 
entre os meses de outubro e dezembro de 2021. 
 
7. 
Em 18 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº 232/2021-SGT/ANEEL4, a SGT solicitou ao 
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS informação acerca do valor da contribuição associativa paga 
ao ONS referente e essas centrais geradoras, o que foi respondido em 03 de dezembro de 20215.  
 
8. 
Em 25 de outubro de 2021, na 42ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2021, o processo 
foi a mim distribuído. 
 
9. 
Em 7 de dezembro de 2021, por meio do Memorando nº 382/2021-SFF/ANEEL6, a SFF 
encaminhou à SGT a avaliação da base incremental dos ativos imobilizados entre 1º de janeiro de 2018 a 
30 de junho de 2021, conforme previsto no Submódulo 6.7 do PRORET. E nessa mesma data, por meio da 
Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL7, a SFF encaminhou os valores validados de faturamento e 
pagamento realizados pela Eletronuclear quanto à aquisição de combustível nuclear no ano de 2021. 
 
10. 
Em 8 de dezembro de 2021, por meio da Nota Técnica nº 291/2021-SGT/ANEEL, a SGT 
instruiu o processo de alocação de energia de Angra 1 e 2 às distribuidoras cotistas no ano de 2022. 
 
11. 
Ainda em 8 de dezembro de 2021, promovi uma reunião com representantes da 
Eletronuclear, da SGT e da SFF, por meio da qual busquei compreender melhor algumas questões 
referentes ao fundo de descomissionamento e aos custos de combustível. 
 
12. 
Em 10 de dezembro de 2020 foi emitida a Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL8, com o 
cálculo da tarifa e da receita de venda das centrais de geração Angra 1 e 2, a vigorar a partir de 1º de 
janeiro de 2022. 
 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
13. 
No Reajuste Tarifário Anual, a Receita Fixa das Centrais de Geração Angra 1 e 2 é obtida 
pela soma das Parcela A, Parcela B, Parcela de Ajuste e dispêndio com PIS/Cofins. 
 
 
2 Documento nº 48581.001663/2021-00. 
3 Cartas ACM.O-007/21, de 29 de outubro de 2021, ACM.O-008/21, de 12 de novembro de 2021, ACM.O-009/21, de 23 de 
novembro de 2021, ACM.O-010/21, de 02 de dezembro de 2021, e ACM.O-011/21, de 03 de dezembro de 2021 (Documentos 
n° 48513.029739/2021-00, 48513.031158/2021-00, 48513.031943/2021-00, 48513.032796/2021-00 e 48513.032796/2021-
00). 
4 Documento nº 48581.001625/2021-00. 
5 Carta CTA-ONS DTA/SA 2.619/2021 (Documento nº 48513.032903/2021-00). 
6 Documento nº 48536.004784/2021-00. 
7 Documento nº 48536.004783/2021-00. 
8 Documento n° 48513.002011/2021-00.

14. 
No processo de revisão tarifária da Eletronuclear que ocorreu em 2018, discutida na 
Audiência Pública (atualmente denominada de Consulta Pública) nº 48/2018, foi definido que as revisões 
passariam a ocorrer a cada 5 anos, sendo a próxima revisão em 2023. Com essa alteração de 3 para 5 
anos, no âmbito dessa audiência pública foi incorporado no Submódulo 6.7 do PRORET uma 
excepcionalidade no processo de reajuste tarifário de 2021, para considerar a base incremental dos ativos 
imobilizados entre 1º de janeiro de 2018 a 30 de junho de 2021. 
 
15. 
Com base nas informações prestadas pela Eletronuclear, a SFF informou para a SGT os 
valores provisórios da Base de Remuneração Regulatória (BRR) referente ao período de 2018 a junho de 
2021, e a SGT calculou a remuneração de capital e a quota de reintegração regulatória a vigorar no cálculo 
da receita fixa para os anos 2022 e 2023. 
 
16. 
Assim, proponho que a validação definitiva da BRR tenha os seus efeitos considerados no 
processo de revisão de 2023, quando será definida a receita de 2024, quando a parcela B será revista na 
integralidade após submissão à participação pública. Nesse momento a ANEEL verificará eventual 
divergência entre os valores provisórios da remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória 
que vigorarão em 2022 e 2023 e os valores que deveriam vigorar com base na BRR definitiva, e 
determinará os possíveis ajustes financeiros reconhecidos na receita de 2024. 
 
17. 
Ressalto, contudo, que a parcela de custos operacionais, por não ser objeto de revisão 
neste processo, teve o seu valor reajustado pelo IPCA conforme regra prevista no Submódulo 6.7 do 
PRORET para os processos de reajuste. 
 
18. 
Com isso, a Parcela B obtida foi de R$ 2.346.948.575,03, composta: i) pelos custos 
operacionais de R$ 1.101.847.242,57; ii) pela remuneração de capital de R$ 663.145.261,03; e  
iii) pela quota de reintegração regulatória de R$ 581.956.071,44. 
 
19. 
Já a Parcela A é composta pela soma dos seguintes itens: (i) custos de transporte (rede de 
distribuição, rede básica e Conexões); (ii) encargos setoriais; (iii) fundo de descomissionamento e; (iv) 
custo de combustível nuclear. 
 
20. 
Em relação aos custos de Rede Básica e Conexões, foram consideradas as Tarifas de Uso 
dos Sistemas de Transmissão – TUST e os encargos de conexão definidos nas Resoluções Homologatórias 
nº 2.958 e 2.959, de 2021, respectivamente. Além disso, foram considerados os Montantes de uso do 
Sistema de Transmissão – MUST vigentes no Termo Aditivo nº 7 ao CUST nº 89/2002. O custo com conexão 
e uso dos sistemas de transmissão resultaram em cobertura tarifária de R$ 149.299.446,55. 
 
21. 
Para o cálculo dos custos com o uso do sistema de distribuição foram aplicadas as Tarifas 
de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD definidas na REH nº 2.836/2021, os Montantes de Uso do 
Sistema de Distribuição – MUSD vigentes no CUSD assinado entre Eletronuclear e Enel Distribuição Rio – 
ENEL RJ e os dados de medição de energia elétrica encaminhados pela Eletronuclear, o que totalizou 
R$ 38.451.888,04. 
 
22. 
Os encargos setoriais somam R$ 104.724.165,11 e são compostos pela: i) TFSEE, definida 
no âmbito do próprio processo tarifário com a aplicação da alíquota regulatória de 0,4% sobre a parcela 
B; ii) RGR, definida no Despacho nº 2.437, de 12/08/2021; e iii) Contribuição associativa do ONS.

23. 
Quanto ao fundo de descomissionamento, a Eletronuclear informou que o novo Plano 
Preliminar de Descomissionamento foi submetido à Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), e que 
os valores estimados tiveram um salto dos atuais US$ 1.309.504.820,00 para US$ 1.645.558.966,20. 
 
24. 
A cobertura definida para a composição desse fundo em 2022 considera a nova estimativa 
de recursos necessários para o descomissionamento das usinas e sua vida útil remanescente, a cobertura 
tarifária concedida anteriormente, o retorno de 2% a.a. até o prazo final estimado e o valor médio da taxa 
de câmbio de R$ 4,81 referente ao período de 2019 a 2021, conforme procedimentos estabelecidos no 
Submódulo 6.7 do PRORET. Com isso, a cobertura para 2022 é de R$ 373.151.190,56. 
 
25. 
Quanto a esse ponto, busquei compreender por qual razão o fundo de 
descomissionamento teve um incremento de custo tão significativo. As áreas técnicas e a Eletronuclear 
esclareceram que há necessidade de se compor o total de recursos necessários para a completa 
desmobilização das instalações industriais considerando a atual data de término da outorga de ambas as 
usinas, sendo o caso mais premente o de Angra 1, que deveria ser descomissionada já em 2024. Os 
estudos mais recentes consideram o cenário mais adequado à realidade das usinas brasileiras. 
 
26. 
A CNEN, por meio da Norma CNEN 9.019, estabelece a obrigatoriedade de desenvolvimento 
por parte do operador das unidades de geração nuclear de um Plano Preliminar de Descomissionamento 
(PPD) que determine as bases das atividades de descomissionamento das Usinas Nucleares no Brasil. O 
artigo 16 da referida norma define uma periodicidade máxima de cinco anos para atualização do 
orçamento de custos para desmobilização e descomissionamento das Usinas Nucleares no Brasil, ou 
sempre que ocorra mudança de estratégia de descomissionamento ou revisões significativas no Plano 
Preliminar ou Final de Descomissionamento. 
 
27. 
Em 2019 o quadro diretivo da Eletronuclear aprovou novo relatório. O custo total estimado 
no referido relatório, intitulado “CNAAA Preliminary Decommissioning Plan” é uma composição entre o 
custo que está contido em seu Anexo 1 (“Preliminary Decommissioning Cost Estimate – PDCE”- CNAAA), 
que não contempla o custo de transição, e o custo apresentando no Anexo 2 intitulado “Cálculo Preliminar 
do custo do Período de Transição do desligamento permanente ao período de “estado seguro” (safe 
storage) das usinas nucleares de Angra 1, Angra 2 e Angra 3”, que não estava contemplado no relatório 
anterior. 
 
28. 
O Período de Transição, conforme definição do relatório elaborado, envolve a transição do 
estado operacional para o estado de descomissionamento da usina. São realizadas atividades específicas 
com o objetivo de colocar a planta em condições seguras até que o desmantelamento efetivo do sítio seja 
iniciado. A estratégia definida para a as Usinas de Angra 1 e 2 foi de uma desmobilização deferida, ou seja, 
o efetivo desmantelamento das usinas será realizado no mesmo momento, de modo que a Usinas de 
Angra 1 passará pelo período de transição e ficará pronta até que a Unidade 2 finalize sua operação e 
então se inicie o desmantelamento efetivo das duas unidades. 
 
29. 
A gestão dos recursos para Descomissionamento consiste em estabelecer uma estimativa 
de gastos necessários a arcar com as atividades a serem realizadas e depositar gradativamente recursos 
 
9 http://appasp.cnen.gov.br/seguranca/normas/pdf/Nrm901.pdf
  Quanto a esse ponto, busquei compreender por qual razão o fundo de
descomissionamento teve um incremento de custo tão significativo. As áreas técnicas e a Eletronuclear  
esclareceram que há necessidade de se compor o total de recursos necessários para a completa  
desmobilização das instalações industriais considerando a atual data de término da outorga de ambas as  
usinas, sendo o caso mais premente o de Angra 1, que deveria ser descomissionada já em 2024. Os  
estudos mais recentes consideram o cenário mais adequado à realidade das usinas brasileiras  

em um fundo financeiro, de modo que ao final da vida operacional da instalação, o fundo financeiro 
contenha saldo no mínimo igual às necessidades a atender.  
 
30. 
A operadora da usina ou a organização gestora oficialmente estabelecida deve garantir a 
gestão adequada de recursos financeiros destinados ao seu Descomissionamento, de modo que ao final 
da vida útil estejam disponíveis para arcar com os custos necessários. Constata-se que a Eletrobrás é a 
titular e gestora do Fundo Financeiro, conforme determinado no artigo 5º - I da Resolução CNPE 08/2002 
de 17 de setembro de 2002. Assim, a captação de recursos é realizada por meio da receita dessas usinas 
e homologada anualmente pela ANEEL nos processos de reajuste tarifário. 
 
31. 
Porém, também pesei a informação de que já existe tratativas da Eletronuclear com a CNEN 
e o Poder Concedente para fins da extensão da vida útil e da outorga da usina de Angra 1 por mais 20 
anos, como é prática usual no setor de geração nuclear. Nesse contexto, trago a reflexão de que com a 
prorrogação da outorga, haverá mais tempo hábil para a integralização desse fundo de forma mais 
gradual, evitando com isso repasse imediato de todo o seu custo à tarifa dos consumidores. 
 
32. 
Assim, ainda que eu concorde que a Eletronuclear deve atender à exigência de composição 
do fundo conforme apontado pela CNEN, entendo que há espaço para que a ANEEL estreite o diálogo com 
a CNEN, a Eletronuclear e os demais atores envolvidos na exploração da atividade de geração nuclear, no 
intuito de se aprimorar o processo de definição tarifária para os próximos anos. 
 
33. 
Quanto ao custo de combustível nuclear, foi adotada a estimativa dos valores  
correspondentes aos eventos anuais programados contratualmente com a Indústrias Nucleares do Brasil 
– INB no cronograma das recargas de Angra 1 e Angra 2, conforme Submódulo 6.7 do PRORET, totalizando 
R$ 1.137.019.000,00. 
 
34. 
Quanto aos componentes financeiros, as Parcelas de Ajuste foram calculadas 
considerando, em regime de competência, a cobertura tarifária mensal concedida no ano  
de 2021 e os valores mensais pagos referentes aos custos de rede de distribuição, rede básica, conexão e 
encargos setoriais (RGR e TFSEE). 
 
35. 
Também foi apurada pelas áreas técnicas a Parcela de Ajuste associada à aquisição do 
combustível nuclear no ano de 2021. Foi considerada a diferença entre a cobertura tarifária concedida no 
processo anterior e os pagamentos efetivamente realizados pela empresa de acordo com os valores 
validados pela SFF. Foram considerados também os valores das faturas apresentadas ainda pendentes do 
pagamento. Neste caso a validação dos pagamentos deverá ocorrer no processo tarifário subsequente. 
Não foram considerados os pagamentos previstos informados pela Eletronuclear em que ainda faltam 
comprovações de faturamento e de pagamentos. 
 
36. 
Assim, a Parcela de Ajuste da Eletronuclear resulta em um valor positivo de 
R$ 98.741.134,71, conforme Tabela 1. 
 
Tabela 1: Parcelas de Ajuste 
  
Componente 
Parcela de Ajuste (R$) 
Conexão e uso do sistema de transmissão 
8.211.048,54
  Porém, também pesei a informação de que já existe tratativas da Eletronuclear com a CNEN
e o Poder Concedente para fins da extensão da vida útil e da outorga da usina de Angra 1 por mais 20  
anos, como é prática usual no setor de geração nuclear. Nesse contexto, trago a reflexão de que com a  
prorrogação da outorga, haverá mais tempo hábil para a integralização desse fundo de forma mais  
gradual, evitando com isso repasse imediato de todo o seu custo à tarifa dos consumidores  
  Parcela de Ajuste (R$)
Componente  
  
Conexão e uso do sistema de transmissão  8.211.048,54

Componente 
Parcela de Ajuste (R$) 
Conexão e uso do sistema de distribuição 
6.681.494,97 
Combustível nuclear 
88.637.017,54 
Encargos setoriais 
-4.788.426,34 
TOTAL 
98.741.134,71 
 
Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL. 
 
37. 
Considerando os cálculos consolidados pela SGT apresento na Tabela 1 o comparativo 
entre os valores propostos para a receita fixa para o ano de 2022 e aqueles que vigoraram em 2021. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 2 – Resultado do Reajuste da Receita Fixa de Angra 1 e 2 
 
 Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL. 
 
Variação
(%)
1. PARCELA A
1.291.866.399,98
1.802.645.690,26
39,54%
14,92%
TFSEE
8.505.206,20
9.387.794,30
10,38%
0,03%
ONS
258.992,52
144.359,04
-44,26%
0,00%
RGR
104.429.966,78
95.192.011,77
-8,85%
-0,27%
Custo de Transporte
164.220.896,72
187.751.334,59
14,33%
0,69%
Custo de Combustível
827.670.000,00
1.137.019.000,00
37,38%
9,03%
Fundo de Descomissionamento
186.781.337,77
373.151.190,56
99,78%
5,44%
2. PARCELA B
2.126.301.549,94
2.346.948.575,03
10,38%
6,44%
Custos Operacionais
994.999.240,14
1.101.847.242,57
10,74%
3,12%
Remuneração de Capital
627.928.426,60
663.145.261,03
5,61%
1,03%
Quota de Reintegração Regulatória
503.373.883,20
581.956.071,44
15,61%
2,29%
3. PARCELA A + PARCELA B
3.418.167.949,92
4.149.594.265,30
21,40%
21,36%
4. PARCELA DE AJUSTE
310.433.830,27
-     
98.741.134,71
-131,81%
11,95%
Parcela de Ajuste - Transporte, RGR e TFSEE
6.504.528,47
-         
10.104.117,17
-255,34%
0,48%
Parcela de Ajuste - Combustível
303.929.301,80
-     
88.637.017,54
-129,16%
11,46%
5. PIS/COFINS
316.766.287,68
423.991.295,18
33,85%
3,13%
6. RECEITA FIXA 
3.424.500.407,32
4.672.326.695,19
36,44%
36,44%
Descrição 
 Receita Fixa 2021 
(R$) 
 Receita Fixa 2022 
(R$) 
Contribuição no 
reajuste da receita 
(%)
  Parcela de Ajuste (R$)  
Componente    
    
Conexão e uso do sistema de distribuição  6.681.494,97  
Combustível nuclear  88.637.017,54  
Encargos setoriais  -4.788.426,34  
TOTAL    98.741.134,71
Variação Contribuição no
Receita Fixa 2021 Receita Fixa 2022
Descrição reajuste da receita
(R$) (R$) (%)
(%)
1. PARCELA A 1.291.866.399,98 1.802.645.690,26 39,54% 14,92%
TFSEE 8.505.206,20 9.387.794,30 10,38% 0,03%
ONS 258.992,52 144.359,04 -44,26% 0,00%
RGR 104.429.966,78 95.192.011,77 -8,85% -0,27%
Custo de Transporte 164.220.896,72 187.751.334,59 14,33% 0,69%
Custo de Combustível 827.670.000,00 1.137.019.000,00 37,38% 9,03%
Fundo de Descomissionamento 186.781.337,77 373.151.190,56 99,78% 5,44%
2. PARCELA B 2.126.301.549,94 2.346.948.575,03 10,38% 6,44%
Custos Operacionais 994.999.240,14 1.101.847.242,57 10,74% 3,12%
Remuneração de Capital 627.928.426,60 663.145.261,03 5,61% 1,03%
Quota de Reintegração Regulatória 503.373.883,20 581.956.071,44 15,61% 2,29%
3. PARCELA A + PARCELA B 3.418.167.949,92 4.149.594.265,30 21,40% 21,36%
4. PARCELA DE AJUSTE - 3 10.433.830,27 98.741.134,71 -131,81% 11,95%
Parcela de Ajuste - Transporte, RGR e TFSEE - 6 .504.528,47 10.104.117,17 -255,34% 0,48%
Parcela de Ajuste - Combustível - 3 03.929.301,80 88.637.017,54 -129,16% 11,46%
5. PIS/COFINS 316.766.287,68 423.991.295,18 33,85% 3,13%
6. RECEITA FIXA 3.424.500.407,32 4.672.326.695,19 36,44% 36,44%

38. 
A variação da parcela B foi de 10,38% e decorre do reajuste dos custos operacionais pelo 
IPCA e da definição da remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória com base na BRR 
reconhecida neste processo conforme previsto no Submódulo 6.7 do PRORET. Com isso, a parcela B tem 
uma contribuição no reajuste da receita de 6,44%. 
 
39. 
Já a parcela A tem uma contribuição no reajuste da receita de 14,92% e foi impactada 
principalmente pelo do custo de combustível e do fundo de descomissionamento com participação no 
reajuste de 9,03% e 5,44% respectivamente. A composição dessa parcela para o ano de 2022 é 
apresentada na Figura 1. 
 
 
Figura 1: Composição da Parcela A 
 
 
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL 
40. 
A parcela de ajuste apresentou um impacto positivo na receita de 11,95%, sendo que a 
parcela de ajuste da cobertura de combustível concedida no último processo tem participação no reajuste 
da receita fixa de 2022 de 11,46%. Destaco aqui que a parcela de ajuste incluída último processo foi o 
principal item que contribuiu para que receita fixa de 2021 tivesse redução de 8,10%. 
 
41. 
Assim, apresento a composição da receita de venda de Angra 1 e 2 na Figura 2 a seguir. 
 
Figura 2: Composição da receita de Angra 1 e 2 
 
 
 
      Fonte: Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL.

42. 
Assim, a Receita Fixa anual de venda de energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 
para o ano de 2022 é de R$ 4.672.326.695,19, o que resulta em uma tarifa de R$ 349,15/MWh. Isso 
representa um reajuste da tarifa de 39,86%10 e um impacto médio estimado nos processos tarifários das 
distribuidoras cotistas de Angra 1 e 2 de 0,75% para o ano de 2022. 
 
 
III – DIREITO 
 
43. 
Aplica-se a este processo o disposto no artigo 11 e no § 2°do Art. 12 da Lei nº 12.111, de 9 
de dezembro de 2009, e o Submódulo 6.7 do PRORET, aprovado pela Resolução Normativa nº 838, de 18 
de dezembro de 2018. 
 
 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
44. 
 Pelo exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.005201/2021-21, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, para aprovação da Receita Fixa de 
R$ 4.672.326.695,19 (quatro bilhões, seiscentos e setenta e dois milhões, trezentos e vinte e seis mil, 
seiscentos e noventa e cinco reais e dezenove centavos) para o ano de 2022, o que resulta na tarifa de R$ 
349,15/MWh (trezentos e quarenta e nove reais e quinze centavos por megawatt hora). 
 
 
Brasília, 14 de dezembro de 2021. 
 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor 
 
10 A tarifa resulta da divisão da receita pelo montante de energia em MWh. Esse montante é definido no processo de alocação 
anual de energia de Angra 1 e 2 para as distribuidoras. A diferença do montante de energia definido para 2022 em relação ao 
valor de 2021 que justifica que o efeito tarifário para 2022 ser diferente da variação da receita.