VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001107/2011-21 
INTERESSADO: Concessionárias de distribuição de energia elétrica 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos  
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, instaurada com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais, para regulamentar o Módulo 4 e Submódulo 6.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária, 
PRORET, que tratam dos componentes financeiros relativos aos processos tarifários de concessionárias de 
distribuição e das regras de repasse dos preços de contratos de compra de energia.  
I. RELATÓRIO 
Em 22/12/2011, foi aberta a Audiência Pública nº 78/2011, com o objetivo de colher subsídios e 
informações adicionais para regulamentar os procedimentos de cálculo relativos aos processos de reajuste tarifário 
anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica e dos componentes financeiros pertinentes, Módulos 3 
e 4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, respectivamente.  
2. 
Em 29/08/2013, foi aberta a 2ª fase da AP nº 78/2011, na qual foi submetida a Nota Técnica n° 
343/2013-SRE/ANEEL, contendo proposta de regulamentação dos procedimentos de cálculo do custo de aquisição e 
de repasse de sobrecontratação da energia proveniente das cotas de Angra 1 e 2 e das cotas das usinas cujas 
concessões foram prorrogadas nos termos da Lei n° 12.783/2013.  
3. 
Os resultados da 2ª fase da AP nº 78/2011 foram homologados por meio do Despacho nº 4.225/2013, 
de 10/12/2013, no qual se decidiu pela aplicação de Fator K único e aplicado a todos os contratos de compra de 
energia, excetuando-se a energia proveniente do PROINFA e da Geração Própria com custos ainda na Parcela B, 
cujos efeitos foram retroativos a janeiro de 2013. 
4. 
Em 15/01/2014 o processo foi a mim redistribuído. 
5. 
O Módulo 3 do PRORET foi homologado pela Resolução Normativa - REN nº 604/2014, de 
11/03/2014. Em relação ao Módulo 4 do PRORET, decidiu-se que deveria ser submetido à nova fase da AP nº 
78/2011, visando colher contribuições da sociedade para o aprimoramento do Submódulo 4.3 referente ao Repasse 
da Sobrecontratação de Energia, em decorrência da situação conjuntural do setor. 
6. 
Assim, em 13/03/2014, devido ao cenário de exposição ao mercado de curto prazo de algumas 
distribuidoras de energia elétrica, foi aberta a 3ª fase da AP 78/2011 e disponibilizada para consulta a Nota Técnica 
nº 56/2014-SRE/ANEEL.

7. 
Em 1º/04/2014, como resultado da 3ª fase da AP 78/2011, foi homologada a REN nº 609/2014, 
alterando a REN nº 255/2007, que regulamentou componente financeiro para a previsão de exposição ou 
sobrecontratação no mercado de curto prazo para o ano civil corrente.  
8. 
Na 27º Reunião Pública Ordinária, realizada em 29/07/2014, a Diretoria da ANEEL decidiu: (i) 
instaurar a 4ª fase da AP 78/2011, realizada de 31/07/2014 a 10/10/2014, com proposta de aperfeiçoamentos relativos 
ao método de apuração do saldo da CVA, da sobrecontratação de energia e das regras de repasse dos preços de 
contratos de compra de energia; e (ii) acatar recomendação constante da Nota Técnica nº 239/2014-SRE/ANEEL, 
para não incidência do Fator K sobre as compras de energia realizadas no mercado de curto prazo, em caráter 
provisório, situação que poderia ser revista caso a metodologia não fosse aprovada. 
9. 
Em 15/01/2016, a SGT (Memorando nº 17/2016-SGT/ANEEL) solicitou posicionamento da SRM, em 
relação à utilização da SELIC como índice de atualização dos componentes financeiros nos processos tarifários das 
concessionárias de distribuição. Em resposta, a SRM emitiu a Nota Técnica nº 48/2016-SRM/ANEEL, de 11/02/2016, 
por meio da qual recomendou a utilização da SELIC como índice de atualização dos componentes financeiros nos 
processos tarifários de concessionárias de distribuição.  
10. 
Pela Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL, de 25/02/2016, a SGT analisou as contribuições 
encaminhadas durante a 4ª fase da Audiência Pública 78/2011 e submeteu as conclusões à Diretoria da ANEEL. 
11. 
Em 08/03/2016, durante a 7ª RPO, apresentei o relatório de voto, mas decidi retirar o processo de 
pauta para o esclarecimento de alguns temas abordados nas sustentações orais realizadas por representantes de 
algumas distribuidoras.  
12. 
Em 11/03/2016, a ABRADEE encaminhou, por e-mail, ratificação das contribuições para a 
consolidação da 4ª fase da AP nº 78/2011. 
13. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
II.1 Estrutura do PRORET   
 
14. 
A estrutura dos Módulos 3 e 4 do PRORET, atualmente definida no Anexo I da REN nº 435/2011 e 
submetida à AP nº 078/2011, foi a seguinte: 
Módulo 3 – REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais 
Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia 
Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão 
Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais 
Módulo 4 – COMPONENTES FINANCEIROS DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO 
Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais 
Submódulo 4.2 – CVA
  Módulo 3 – REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO  
  Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais  
  Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia  
  Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão  
  Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais  
  Módulo 4 – COMPONENTES FINANCEIROS DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO  
  Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais  
  Submódulo 4.2 – CVA  

Submódulo 4.3 – Sobrecontratação de Energia 
Submódulo 4.4 – Programa Luz Para Todos 
Submódulo 4.5 – Demais Componentes Financeiros 
15. 
O Módulo 3 foi aprovado pela REN nº 604/2014, de 11/03/2014, restando a aprovação definitiva do 
Módulo 4. 
16. 
No voto que proferi durante a 7ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2014, realizada em 
11/03/2014, quando foi deliberado o resultado parcial da AP nº 078/2011 e reaberta a terceira fase da AP, informei a 
opção pela exclusão do Submódulo 4.4, referente ao Déficit do Programa Luz para Todos - PLPT, tendo em vista que 
esse componente financeiro foi calculado apenas até a realização da 3º Revisão Tarifária Periódica. No entanto, tal 
exclusão não foi refletida no ato, de forma que não houve alteração no Anexo I da REN nº 435/2011.  
17. 
Assim, preliminarmente, cabe promover a atualização da estrutura do Módulo 4 do PRORET, 
excluindo o Submódulo referente ao PLPT e renumerando o Submódulo subsequente, resultando na seguinte 
estrutura: 
 Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais;  
 Submódulo 4.2 – Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A”; 
 Submódulo 4.3 – Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo; e 
 Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros – DCF. 
18. 
Já o Submódulo 6.1 do PRORET trata dos Limites de Repasse dos Custos de Compra de Energia. 
Inicialmente, esse Submódulo não seria aprovado na AP nº 078/2011. Contudo, em razão de tratar de tema 
relacionado aos Submódulos do Módulo 4, foi considerado pertinente incluí-lo na AP nº 078/2011, a partir da abertura 
da 4ª fase. 
19. 
Assim, a proposta final para a regulamentação do Submódulo 4.1 e do novo Submódulo 4.4 do 
PRORET foi realizada com base nas minutas submetidas à 1ª fase da AP 78/2011, bem como nas contribuições 
recebidas na referida fase e na Nota Técnica nº 514/2013-SRE/ANEEL emitida em seu fechamento. Já para os 
Submódulos 4.2, 4.3 e 6.1 do PRORET, a proposta final foi elaborada conforme contribuições recebidas no âmbito da 
4ª fase da AP 78/2011.  
II.2 Conceitos Gerais e Demais Componentes Financeiros – Submódulos 4.1 e 4.4 
20. 
 Os componentes financeiros podem ser definidos como direitos ou obrigações das concessionárias 
relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem direito de repasse tarifário. 
Desta forma, os Componentes Financeiros consistem em montantes apurados pela ANEEL a cada período tarifário 
que são acrescentados ou subtraídos dos processos tarifários ordinários, em função de obrigações legais e 
regulamentares impostas às concessionárias. 
21. 
Nesse sentido, o Módulo 4 do PRORET tem como finalidade consolidar os procedimentos de cálculo 
dos Componentes Financeiros, além de incorporar aperfeiçoamentos metodológicos resultantes da realização da 
Audiência Pública nº 78/2011.
  Submódulo 4.3 – Sobrecontratação de Energia  
  Submódulo 4.4 – Programa Luz Para Todos  
  Submódulo 4.5 – Demais Componentes Financeiros  

22. 
Para a homologação dos Submódulos 4.1 e 4.4 do PRORET, referentes aos Conceitos Gerais e 
Demais Componentes Financeiros1, foram revisitadas algumas questões discutidas na Nota Técnica nº 514/2013-
SRE/ANEEL, as quais são detalhadas a seguir. 
 
II.2.a) Definição de lista exaustiva para os Componentes Financeiros 
23. 
Na 1ª fase da AP 78/2011, foi proposta a criação de uma lista exaustiva de componentes financeiros, 
de forma que somente os componentes nela contidos seriam passíveis de repasse tarifário. No fechamento da 1ª fase 
da AP 78/2011, conforme consta da Nota Técnica nº 514/2013-SRE/ANEEL, foi recomendado que a lista exaustiva 
fosse mantida. Essa lista seria definida de forma a refletir as obrigações legais e regulamentares vigentes impostas 
às distribuidoras. À medida que surgisse uma nova obrigação legal ou regulamentar que demandasse a criação de 
um novo componente financeiro, seus critérios de cálculo e repasse seriam submetidos ao processo de audiência 
pública. Assim, somente após a análise de contribuições, o novo componente financeiro passaria a fazer parte da 
lista. 
24. 
Sobre essa proposta, conforme Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL, manteve-se o entendimento 
de que é apropriada a manutenção de uma lista exaustiva, de forma a evitar análises pontuais, dando maior segurança 
jurídica ao processo. A lista exaustiva não impede a inclusão de futuros componentes financeiros, apenas exige 
trâmite processual mais rígido, devido à necessidade de alteração do PRORET, tornando público a todos os agentes 
a possibilidade de consideração do financeiro incluído. 
25. 
Ainda sobre o tema, ressalta-se que a proposta também define que deverão ser considerados nos 
processos tarifários os componentes financeiros regulamentados em outros atos da ANEEL, que não somente o 
Módulo do 4 PRORET.   
 
II.2.b) Inclusão do ajuste financeiro decorrente da desconcatenação dos CUSD na lista exaustiva 
26. 
Na 1ª fase da AP 78/2011 foi proposta a não inclusão do ajuste financeiro decorrente da 
desconcatenação dos CUSD na lista exaustiva de componentes financeiros, uma vez que havia o entendimento de 
que a sua apuração seria adequada por meio da CVA, já que se trata de uma variação de custo de Parcela A em um 
período menor que um ano. 
27. 
O tema foi analisado pela SRE2 (antecessora da SGT) no âmbito do processo 48500.003936/2012-
20. A Superintendência concluiu que a não consideração do ajuste financeiro decorrente da desconcatenação dos 
CUSDs deixaria as distribuidoras mais dependentes do uso do sistema de distribuição com risco maior do que aquelas 
que dependem predominantemente da Rede Básica. Tal situação seria incoerente haja vista que tanto o CUSD quanto 
o CUST referem-se ao custo de transporte de energia. 
28. 
Assim, foi recomendado o envio de Ofício ao Ministério de Minas e Energia, solicitando a inclusão do 
CUSD e do ERR na lista do art. 1º da Portaria Interministerial MF/MME nº 25/2002, que define os itens da CVA. Porém, 
até o momento não foi publicada alteração na Portaria Interministerial MF/MME nº 25.  
1 Os Componentes Financeiros que ainda não tenham sido definidos nos Submódulos 4.2 e 4.3 do PRORET, ou em outros regulamentos, são denominados como Demais 
Componentes Financeiros, DCF. 
2 Nota Técnica n° 205/2012-SRE/ANEEL

29. 
Embora a SGT entenda que o procedimento mais adequado para o repasse tarifário fosse a inclusão 
formal do CUSD no rol de custos abrangidos pela CVA, a inclusão do CUSD na lista exaustiva de componentes 
financeiros para a homologação do Submódulo 4.4. foi recomendada, mesmo sem a alteração na Portaria 
Interministerial MF/MME nº 25.  
 
II.1.c) Taxa de atualização dos Demais Componentes Financeiros  
30. 
Tanto na abertura da 1ª fase da AP 78/2011 quanto na emissão da Nota Técnica nº 514/2013-
SRE/ANEEL, foi proposta a utilização do índice de correção da Parcela B, IGP-M, como regra de atualização dos 
demais componentes financeiros. Destaca-se que foram recebidas na 1ª fase da AP 78/2011 contribuições da CPFL, 
AES, CEMIG e ABRADEMP solicitando a utilização da SELIC para a atualização monetária de todos os componentes 
financeiros. 
31. 
Dentre as contribuições apresentadas, alegou-se que as diferenças (positivas ou negativas) geradas 
no pagamento de um determinado item de custo de Parcela A nos doze meses subsequentes a sua homologação no 
processo tarifário anterior não guarda relação com a natureza econômica, mas sim financeira, uma vez que a 
distribuidora recorre ao mercado financeiro para neutralizar as variações de caixa. Adicionalmente, argumentou-se 
que a taxa SELIC, por ser uma taxa considerada balizadora e intermediadora entre captações e aplicações financeiras 
de curto prazo, representa com robustez o custo pela postergação do recurso financeiro e que qualquer componente 
financeiro tem o mesmo custo que a CVA e Neutralidade e, portanto, não há argumento sustentável para utilização 
do IGPM. 
32. 
Por meio da NT nº 48/2016-SRM/ANEEL, a SRM/ANEEL recomendou a utilização da SELIC como 
índice de atualização dos componentes financeiros nos processos tarifários de concessionárias de distribuição. 
Conforme a referida Nota Técnica: 
a) Os componentes financeiros se caracterizam pela pouca ou nenhuma possibilidade de gestão por 
parte das concessionárias e, por isso, a legislação prevê a possibilidade de repasse aos 
consumidores; 
b) Os excedentes ou déficits associados aos componentes financeiros geram operações de 
aplicação ou captação de recursos de curto prazo que, em sua maioria, são referenciadas pela 
taxa DI, que por sua vez tem uma relação histórica de grande proximidade com a SELIC; e  
c) Ainda que a SELIC não reflita, na maioria dos casos, a totalidade dos custos financeiros envolvidos 
numa captação de recursos, entende-se que entre os indicadores financeiros de maior 
popularidade a SELIC irá acarretar a menor diferença entre o custo de captação, aplicação real e 
a atualização remuneratória.  
33. 
Desta forma, acompanhando a posição da SRM, a SGT recomendou que na homologação do Módulo 
4 do PRORET seja definida a SELIC como índice de atualização dos demais componentes financeiros. 
II.3 CVA e Repasse da Sobrecontratação de Energia e Exposição ao MCP - Submódulos 4.2 e 4.3  
34. 
A 4ª fase da Audiência Pública 78/2011 recebeu 103 contribuições encaminhadas por 12 
participantes. Os detalhes e o exame de cada uma constam na Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL. A Tabela 1 
apresenta o resumo do resultado da análise das contribuições recebidas na Audiência Pública:

Tabela 1 – Resumo das contribuições – 4ª fase da AP n° 78/2011 
# 
Instituição 
Aceita 
Parcialmente 
Aceita 
Não 
aceita 
Não 
considerada 
Já 
Prevista 
Total de 
Contribuições 
1 Abradee 
1 
8 
6 
1 
  
16 
2 Abrademp 
3 
2 
5 
1 
  
11 
3 AES BRASIL 
  
4 
7 
1 
  
12 
4 CELESC 
  
  
1 
  
  
1 
5 CEMIG 
2 
1 
7 
1 
  
11 
6 Copel 
1 
2 
1 
1 
  
5 
7 CPFL Energia 
4 
4 
5 
  
  
13 
8 EDP 
1 
2 
  
  
  
3 
9 Elektro Eletricidade e Serviços 
S.A 
1 
  
1 
2 
  
4 
10 Endesa Brasil 
1 
2 
2 
  
  
5 
11 Light 
  
1 
7 
  
  
8 
12 Neoenergia 
3 
3 
5 
  
3 
14 
 
Total Geral 
17 
29 
47 
7 
3 
103 
  
35. 
A CVA tem como finalidade apurar as variações, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, 
dos valores dos seguintes itens de custo da Parcela A:  
a) Tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional; 
b) Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; 
c) 
Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; 
d) Quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; 
e) Tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica; 
f) 
Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos; 
g) Encargos de serviços de sistema – ESS;  
h) Quotas de energia e custeio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica 
– Proinfa; e 
i) 
Custos de aquisição de energia elétrica. 
36. 
Para a apuração do saldo da CVA, cabe às concessionárias de distribuição apresentar as informações 
das faturas de pagamento de cada item da Parcela A, e à ANEEL a fiscalização dos valores apresentados.  
37. 
Especificamente em relação à apuração das variações dos custos de aquisição de energia, essa é 
realizada em partes, por meio de dois Componentes Financeiros distintos: CVA e Repasse da Sobrecontratação ou 
Exposição de Energia ao Mercado de Curto Prazo.
      Instituição    Aceita    Parcialmente
Aceita    Não
aceita    Não
considerada    Já
Prevista    Total de
Contribuições  
  #                              
                                
1        Abradee    1    8    6    1        16
2        Abrademp    3    2    5    1        11
3        AES BRASIL        4    7    1        12
4        CELESC            1            1
5        CEMIG    2    1    7    1        11
6        Copel    1    2    1    1        5
7        CPFL Energia    4    4    5            13
8        EDP    1    2                3
        Elektro Eletricidade e Serviços  1        1    2        4  
9                                
        S.A                        
                                
10        Endesa Brasil    1    2    2            5
11        Light        1    7            8
12        Neoenergia    3    3    5        3    14
        Total Geral    17    29    47    7    3    103
                                
Parcialmente    
  Aceita  
    Não    
  aceita      
  Não  
considerada    
    Já    
  Prevista      
  Total de  
Contribuições    
  Instituição  
  Aceita  

38. 
Na CVA de energia, são apuradas as diferenças entre os preços praticados dos contratos de compra 
de energia e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário, relativas aos montantes contratuais 
necessários para o atendimento da energia requerida regulatória, isto é, mercado faturado adicionado das perdas 
regulatórias. Tal apuração é realizada considerando os pagamentos realizados pela concessionária até 30 dias antes 
do processo tarifário. Já o Repasse da Sobrecontratação ou Exposição de Energia ao MCP é apurado para cada ano 
civil e tem como finalidade repassar os custos ou receitas decorrentes das compras e vendas de energia liquidadas 
no mercado de curto prazo, observando os seguintes limites:  
a) O repasse da sobrecontratação é limitado a 5% da energia anual requerida regulatória da 
concessionária (art. 38 do Decreto nº 5.163/2004); e 
b)  O repasse da exposição no mercado de curto prazo, para a parcela de compra considerada 
como voluntária, é realizado pelo menor valor entre o Preço de Liquidação de Diferenças – PLD 
e o Valor Anual de Referência – VR (art. 42 do Decreto nº 5.163/2004). 
39. 
A compatibilização da apuração da CVA com o Repasse da Sobrecontratação de Energia e Exposição 
ao MCP é realizada pela aplicação do denominado Fator K. Trata-se de um redutor a ser aplicado nos montantes 
contratuais de compra de energia apresentados na CVA, para que sejam limitados à energia requerida regulatória. 
Desta forma, o Fator K glosa os montantes contratuais devido: 
a) Às perdas de energia superiores às perdas regulatórias; e 
b) À sobra de energia liquidada no MCP, que será tratada posteriormente Repasse da 
Sobrecontratação de Energia e Exposição ao MCP. 
40. 
Quanto aos procedimentos de apuração da CVA e de cálculo do Repasse da Sobrecontratação de 
Energia e Exposição ao MCP e do Fator K, na 4ª fase da AP 78/22011 foram propostos os seguintes aprimoramentos: 
a) Apuração do saldo da CVA a ser realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao 
invés dos valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente;  
b) Realização da fiscalização dos pagamentos em momento posterior à consideração do saldo da 
CVA no processo tarifário; e 
c) 
Não incidência no Fator K sobre as compras de energia realizadas no mercado de curto prazo. 
Essa regra tem sido aplicada em caráter provisório desde a competência de janeiro de 2015, 
devendo ser revista caso a metodologia não seja aprovada quando da homologação do Módulo 
4. 
41. 
Quanto ao item “a”, alteração no método de apuração do saldo da CVA, não foram recebidas na 4ª 
fase da AP 78/2011 contribuições contrárias, de forma que a área técnica recomendou a sua manutenção.  
42. 
Entretanto, houve contribuições sobre a forma de fiscalização do saldo da CVA, item “b”, nas quais 
foi ressaltada a necessidade de alteração do método de fiscalização, buscando melhor integração entre os processos 
da SGT e SFF.  
43. 
De fato, um dos objetivos de migrar para a fiscalização dos valores da CVA em momento posterior à 
consideração do saldo da CVA no processo tarifário é que o método tende a uniformizar o processo de cálculo e, 
consequentemente, a fiscalização, minimizando falhas por meio de automação de suas diversas etapas. Por sua vez 
a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL analisa a melhor forma de avaliar os 
efetivos pagamentos, por meio de seus procedimentos e rotinas de fiscalização.

44. 
As distribuidoras contribuíram ainda sobre a data de realização da fiscalização e o caráter provisório 
ou definitivo que será dado ao saldo apurado. A Endesa, por exemplo, recomendou que a fiscalização fosse feita 
antes do reajuste em processamento para evitar insegurança nos valores de tarifa tanto para a distribuidora quanto 
para os consumidores. Ainda sob esse enfoque, a AES Brasil recomendou que os valores apurados não sejam vistos 
como provisórios porque trariam incerteza e eventuais dificuldades de reconhecimento na contabilidade das 
empresas.  
45. 
Em relação à data de realização da fiscalização, conforme Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL, 
essa poderá ou não ser sincronizada com a apuração da CVA. Caberá a SFF/ANEEL decidir qual será o melhor 
período para sua realização.  
46. 
Quanto ao caráter de aprovação, a SGT entende que independentemente de a fiscalização ocorrer 
antes ou depois, como regra geral, o saldo da CVA em processamento será empregado no reajuste tarifário de forma 
definitiva. Entretanto, no processo de fiscalização a ser realizado pela SFF/ANEEL, poderão ser identificadas 
eventuais diferenças, que resultarão em correções. Assim, caberá a área de fiscalização informar o valor do saldo da 
CVA fiscalizado. Esse será considerado na apuração da CVA saldo a compensar no reajuste tarifário subsequente. 
Desta forma, não haverá necessidade de recontabilização de valores da CVA apurada anteriormente, isto é, não 
haverá recálculo do processo tarifário anterior.  
47. 
Não obstante, a SGT complementou que no processo de apuração do saldo da CVA, a ANEEL 
disponibilizará às distribuidoras os valores devidos de pagamentos verificados, com uma antecedência de 45 dias 
antes do processo tarifário, permitindo que a concessionária avalie os resultados. Caso identifique incorreções, serão 
realizados os ajustes necessários. Assim as diferenças entre o valor considerado e o fiscalizado devem ser mínimas.  
48. 
Quanto ao item “c”, na 4ª fase da AP 78/2011 foi proposta a aplicação do Fator K somente sobre os 
montantes dos contratos de compra de energia apresentados na CVA. Isto significa que o custo da exposição de 
energia no mercado de curto prazo deixou de ser considerado na valoração da glosa de perdas, quando a empresa 
possuir perdas reais acima dos limites regulatórios. 
49. 
Conforme Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL, não foram recebidas contribuições contrárias à 
proposta, ficando mantidos os entendimentos descritos na Nota Técnica nº 239/2014-SRE/ANEEL, resumidos a 
seguir:  
a) Com a valoração da glosa por meio do preço médio dos contratos de compra de energia, seu 
procedimento passa a ser compatibilizado com o procedimento utilizado no reajuste tarifário 
econômico. Quando o balanço energético no processo tarifário apresenta exposição ou sobra de 
energia, esta é valorada pelo preço médio dos contratos de energia. Tal procedimento baseia-
se nos contratos de concessão de distribuição de energia, bem como no resultado da 2ª fase da 
AP nº 78/2011. Assim, tendo em vista que as compras e vendas no MCP são desconsideradas 
no cálculo do reajuste ou revisão tarifária para a valoração da energia requerida regulatória, 
entende-se apropriado que o mesmo procedimento seja adotado no cálculo da valoração das 
glosas de energia, para que assim os procedimentos tornem-se harmônicos. 
b) A compra e venda de energia no mercado de curto prazo refere-se a liquidações de diferenças, 
não devendo a concessionária de distribuição adquirir energia no curto prazo para atender seu 
mercado, salvo em situações de exposição involuntária.

c) 
O sinal econômico dado para o combate às perdas de energia fica mais estável na medida em 
que a valoração da glosa passa a não mais ser influenciada pelo custo da compra no mercado 
de curto prazo, que é liquidada pelo PLD. 
50. 
Dessa forma, para a homologação do Módulo 4, deve ser mantido o critério de não inclusão dos 
custos de compra de energia no mercado de curto prazo para fins de aplicação da glosa de energia.  
51. 
Além das propostas de aprimoramento destacadas acima, na 4ª fase da AP 78/2011, foram recebidas 
contribuições sugerindo procedimentos específicos para o tratamento dos efeitos de recontabilizações dos montantes 
contratuais de compra de energia e da carga real, realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – 
CCEE, e de liminares judiciais obtidas por agentes de geração, quando essas impactam sobre o montante contratual. 
52. 
Em relação aos efeitos de recontabilizações, a ABRADEE alegou que: 
O descasamento temporal das apurações prejudica a acuracidade do repasse dos custos de energia 
pelo fato de os mesmos estarem intimamente relacionados. O repasse somente será correto se o 
volume de energia e preço mensais considerados na apuração da CVA forem exatamente os 
mesmos considerados no cálculo da sobrecontratação.  
Esta equidade não acontece, inclusive, por mais um motivo: os volumes contratuais são alterados 
ao longo do tempo de acordo com as retificações feitas pela CCEE por meio dos processamentos 
das recontabilizações. A apuração da CVA proposta sempre considerará o volume de energia 
contabilizado, ao passo que a da sobrecontratação, por ocorrer em tempo posterior, considerará 
dado mais apurado proveniente de recontabilizações.  
Para equalizar esta questão, sugere-se que, quando da apuração da sobrecontratação no ano 
tarifário posterior com dados provenientes da última recontabillização da CCEE, que a CVA apurada 
no processo tarifário anterior seja reapurada com os efetivos valores K e volumes contratuais 
atualizados, e que a diferença positiva ou negativa seja repassada às tarifas. 
53. 
Quanto às liminares que afetam os montantes contratuais, foram recebidas contribuições propondo 
seu repasse. A ABRADEE, por exemplo, solicitou que as liminares que impactam nos resultados do MCP reflitam 
ajuste no volume de energia para fins de cálculo da CVA e na sobrecontratação, sendo que para este último, seria 
necessário também executar ajuste no PLD para capturar o valor efetivamente desembolsado pelas distribuidoras.  
54. 
Especificamente em relação ao tratamento dos efeitos de liminares, na apuração da CVA e do 
Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao MCP, os procedimentos propostos pela ABRADEE já são 
adotados pela SGT/ANEEL. Desta forma, a CVA considera os montantes de energia faturados, isto é, com efeitos de 
liminares. Na apuração da sobrecontratação/exposição a diferença entre o montante faturado e o contratado é tratado 
como exposição ao MCP. Assim, os efeitos de liminares são incorporados no cálculo do PLD que incidirá sobre a 
valoração das compras e vendas no MCP.   
55. 
Ainda sobre esse procedimento, cabe destacar que os efeitos de liminares demandam tratamento 
específico no repasse de custos, pois a CCEE, ao contabilizar os montantes contratuais adotados na apuração dos 
resultados do MCP, utiliza os valores contratuais. Os efeitos de liminares são tratados a parte por meio do Mecanismo 
Auxiliar de Cálculo – MAC, o que resulta em ajustes financeiros, mas não de montantes.  
56. 
Para a homologação do Módulo 4 do PRORET, a SGT/ANEEL propôs alteração nos procedimentos 
de apuração da CVA e do Repasse da Sobrecontratação de Energia e Exposição ao MCP, buscando dar tratamento

aos efeitos de recontabilizações e liminares, tendo como norte, adicionalmente, a simplificação dos procedimentos de 
apuração. Foi proposto que: 
a) Apuração da CVA: Observará os montantes contratuais contabilizados pela CCEE, sendo que 
os efeitos de recontabilizações e de liminares serão tratados pela aplicação do denominado 
Método 3. Nesse método, são repassados os valores financeiros sem que estejam associados a 
montantes contratuais. Além disso, não será mais aplicado o Fator K sobre os montantes 
contratuais;  
b) Aplicação da glosa de energia: Será realizada em procedimento à parte e seu valor será utilizado 
para dedução do saldo apurada da CVA de energia. A glosa de energia será realizada apenas 
quando as perdas reais forem superiores às perdas regulatórias e a sua aplicação observará a 
diferença de preços dos contratos de compra de energia considerados na CVA e a tarifa média 
de cobertura; 
c) 
Apuração dos resultados do MCP: O repasse dos custos de compras e vendas no MCP passará 
a ser realizado para o mesmo período de apuração da CVA, assim como a aplicação da glosa 
de energia. A aplicação do limite de 105% da sobrecontratação e do VR sobre a exposição 
voluntária será realizada após a finalização dos resultados do ano civil, por meio de componente 
de ajuste no Repasse da Sobrecontratação de Energia e Exposição ao MCP. Destaca-se que, 
como a CVA passará a considerar os montantes contratuais contabilizados pela CCEE, não 
serão mais necessários ajustes na apuração dos resultados do MCP e aplicação do PLD; e 
d) Realização de recálculos: Apuração de ajuste financeiro com o objetivo de refletir as alterações 
decorrentes de recontabilizações no resultado da aplicação de glosa e do repasse da 
sobrecontratação e exposição ao MCP. Tal recálculo será efetuado até 5 anos após seu mês de 
competência e que, segundo a SGT/ANEEL. Por fim, entende-se ainda que esse procedimento 
deverá ser realizado apenas a partir das competências de janeiro de 2015, não ensejando 
recálculos anteriores a essa data.  
57. 
Ainda em relação à 4ª fase da AP 78/2011, foram recebidas contribuições pleiteando o repasse 
integral das parcelas do risco hidrológico às tarifas, de forma a não estar sujeita à glosa. A adequabilidade de se 
considerar os riscos hidrológicos associados às cotas de garantia física e de potência das usinas, à Itaipu e aos 
CCEAR de usinas hidráulicas na valoração da glosa de energia foi tratada na Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL. 
Nesse contexto, a SGT destacou que, frente às condições hidrológicas desfavoráveis e à significância de seus custos, 
foram criados tratamentos específicos para a cobertura dos riscos hidrológicos atribuídos às distribuidoras de forma 
compulsória por meio de Leis e Decretos. Além disso, tais custos podem ser desproporcionais, a depender da 
hidrologia, tendo impactos sobre o equilíbrio econômico financeiros da concessão.  
58. 
Dessa forma, por se tratar de custos atribuídos de forma compulsória às distribuidoras, que possuem 
tratamentos diferenciados (cobertura via Conta Bandeiras), e que podem tomar dimensão significativa, a SGT 
recomendou que os riscos hidrológicos não fossem considerados na valoração da glosa de energia, garantindo assim 
o repasse integral para cálculo do saldo da CVA. 
59. 
Ainda sobre a proposta, a SGT ressalta que a retirada dos riscos hidrológicos da valoração da glosa, 
assim como a retirada das compras de energia no MCP, torna o sinal econômico de combate às perdas mais estável 
ao longo do tempo e harmoniza o procedimento utilizado para a valoração das perdas com aquele adotado no reajuste 
econômico. Além disso, a eliminação dos riscos hidrológicos na valoração da glosa de energia torna o preço médio 
mensal dos contratos mais estável, trazendo maior estabilidade também nos resultados daquelas distribuidoras que 
possuem um perfil sazonal de perdas.

60. 
Por fim, quanto à aplicação da proposta de retirada dos efeitos de risco hidrológico na precificação 
dos contratos para fins de aplicação de glosa sobre o saldo da CVA de energia, a SGT recomendou que essa seja 
realizada a partir de 1º/01/2015, uma vez que a Lei nº 13.203/2015 estabeleceu que o risco hidrológico suportado 
pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE será repactuado pelos geradores com efeitos a partir de 
1º/01/2015. Igualmente, o Decreto nº 8.401/2015 definiu que os riscos hidrológicos das cotas de garantia física e Itaipu 
serão cobertos pelas receitas de bandeiras tarifárias, juntamente com os custos dos CCEAR-D acima da cobertura 
tarifária concedida e a exposição ao mercado de curto prazo.  
61. 
Por fim, quanto à implementação dos aperfeiçoamentos propostos para a apuração do saldo da CVA 
de energia e do repasse da sobrecontratação de energia e exposição ao MCP, a SGT/ANEEL propõe sua aplicação 
a partir dos processos tarifários ordinários de 2016, cujo período de apuração surte efeito a partir da competência de 
janeiro de 2015. Dessa forma, serão adotados os seguintes aperfeiçoamentos:  
a) Apuração da glosa do saldo da CVA energia em componente específico;  
b) Exclusão do risco hidrológico para fins de composição de preços dos contratos na apuração da 
glosa, exceto para contratos de disponibilidade;  
c) 
Utilização dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do 
MCP tanto para o saldo da CVA de energia quanto para ESS/EER; e 
d) Apuração dos resultados do MCP por meio do método 3. 
 
 
II.4 Regras de repasse dos preços de contratos de compra de energia – Submódulo 6.1 
62. 
A minuta do Submódulo 6.1 do PRORET, submetida à 4ª fase da AP 78/2011, apresentou as regras 
e os critérios de aplicação do repasse dos preços de contratos de compra de energia, já aplicadas nos processos 
tarifários. Porém foi proposto que caberia à Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercados, 
SRM/ANEEL, informar mensalmente à SGT os valores dos preços de repasse das usinas quando houver: (a) atraso 
de entrada comercial ou indisponibilidade de usina de Geração Distribuída contratada através de chamada pública, 
não modeladas na CCEE; e (b) usina de CCEAR de energia nova com atraso de entrada comercial. 
63. 
Apesar de não terem sido recebidas contribuições sobre a proposta de tratamento de usinas em 
atraso, foi constatado que a Resolução Normativa nº 595/2013, que trata das condições para contratação de energia 
elétrica em caso de atraso do início da operação comercial de unidade geradora ou empreendimento de importação 
de energia, estabelece que a CCEE divulgará mensalmente as referências de preços e montantes de energia elétrica 
alcançados pela referida resolução, para fins de acerto bilateral entre as partes contratantes. 
64. 
Desta forma, para a homologação do Submódulo 6.1 do PRORET, foi proposto que seja atribuída à 
CCEE a obrigação de informar mensalmente à ANEEL o preço de repasse para as usinas em situação de atraso de 
entrada comercial e para a geração distribuída contratada através de chamada pública, não modelada na CCEE, em 
situação de indisponibilidade.

II.5 Sustentações Orais na última RPO 
65. 
Quanto às sustentações orais realizadas por representantes de alguns agentes do setor na reunião 
pública da Diretoria anterior, as quais motivaram a minha decisão de retirar o processo da pauta para fins de colher 
esclarecimentos adicionais da área técnica quanto aos pleitos apresentados, faço as considerações que se seguem. 
II.5.a) Componentes Financeiros 
66. 
O grupo AES Brasil apresentou pleito para que haja flexibilidade no julgamento da ANEEL quanto aos 
componentes financeiros em casos extraordinários e para que se considere previsão de sobrecontratação nos 
processos tarifários de 2016, dada a conjuntura de sobrecontratação das distribuidoras conjugada com a expectativa 
de acionamento da bandeira tarifária verde nos próximos meses.  
67. 
Quanto ao primeiro pleito, pondero que regulamentos são naturalmente abrangentes, pois tratam de 
regras gerais e ordinárias. Todavia, a administração tem a competência para tratar casos específicos e extraordinários 
a luz da legislação vigente e das condições contratuais pactuadas, no tempo e na medida que necessitam. Dessa 
forma, entendo desnecessária e inconveniente a consideração de tal prerrogativa no PRORET.  
68. 
No que se refere à previsão de sobrecontratação de energia, relembro que a REH 255/2007, alterada 
pela REN 609/2014, como resultado da 3ª fase da AP 78/2011, regulamentou a previsão de 
sobrecontratação/exposição de energia, tendo em vista o cenário daquele ano de falta de lastro contratual das 
distribuidoras conjugado com exposição a elevados Preços de Liquidação de Diferenças. Todavia, sua aplicação nas 
tarifas foi suspensa desde 2014, quando da criação da Conta-ACR. A aplicação continuou suspensa a partir de 2015, 
com o advento da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, mecanismo que já cumpre a função 
de antecipar esses custos à concessionária, além de garantir real sinalização de preços ao consumidor. Em função 
das Bandeiras, essa previsão está sendo revogada, junto com os demais dispositivos da REH 255/2007, que será 
substituída pelo Módulo 4 do PRORET. 
69. 
Dessa forma, entendo que eventual falta de recursos das Bandeiras para fazer frente aos custos de 
sobrecontratação de energia deve ser tratada no âmbito do aperfeiçoamento do Submódulo 6.8 do PRORET e não 
nesta Audiência Pública. 
70. 
Todavia, explorando um pouco mais o assunto, considerando a argumentação de que em um cenário 
de bandeira verde, conjugado com sobrecontratação de energia e PLD baixo, a previsão se faz necessária para 
antecipar uma receita à distribuidora que cobrirá a diferença entre o custo da energia valorada ao Pmix e a liquidação 
no curto prazo a um PLD baixo, pondero que esse custo pode ser compensado por uma receita excedente proveniente 
de cobertura tarifária elevada para os contratos por disponibilidade, afinal, nos processos tarifários o custo dos 
contratos por disponibilidade é calculado considerando o PLD de R$ 211,288 / MWh. Portanto, num cenário de PLD 
baixo e sem despacho fora da ordem de mérito, a concessionária poderá utilizar essa receita excedente para suportar 
a venda da energia no curto prazo. Ou seja, na avaliação da necessidade de recursos das distribuidoras, todos itens 
cobertos pelas Bandeiras Tarifárias devem ser avaliados, não apenas a expectativa de sobrecontratação de energia. 
Outro exemplo é a cobertura tarifária dada para o encargo de energia de reserva e a previsão de receita da CONER. 
II.5.b) CVA CDE–ENERGIA

71. 
O grupo Enel e a ABRADE, em carta encaminhada em 11/03/2015, solicitaram a apuração da CVA 
CDE–ENERGIA decorrente do delta entre o pagamento efetuado e a cobertura tarifária correspondente, considerando 
o cálculo pro rata die, de forma a capturar as diferenças entre o dia da cobertura tarifária e o dia do pagamento do 
encargo, cujo efeito reverso só será compensado no final do período de amortização do encargo. 
72. 
Cabe esclarecer primeiramente que a CDE–ENERGIA refere-se a cotas da CDE que, diferentemente 
da CDE–USO, por força de dispositivo legal, possuem destinação e remuneração específicas, estando concatenadas 
com o processo tarifário das distribuidoras. Sobre esse encargo incide a CDI + 2,74%, no caso da Conta-ACR, de que 
trata o Dec. 8.221/2014, e o IPCA, para a devolução dos recursos repassados às distribuidoras em 2013, em 
atendimento ao Decreto nº 7.945/2013. Por esse motivo as cotas da CDE– ENERGIA foram concatenadas com os 
processos tarifários das distribuidoras e por isso não deve ser apurada a CVA para esse encargo, do contrário, incidiria 
também a remuneração pela Taxa Selic. 
73. 
Ademais, a SGT argumenta, com o que se concorda, que no caso da CDE-ENERGIA deve-se 
entender tanto pagamento como cobertura por meses de competência. Ou seja, confere-se uma cobertura de doze 
meses, para a realização de pagamentos também em doze meses.  Dessa forma, não há porque realizar o cálculo da 
CVA, salvo se a alteração da obrigação não fosse no mesmo mês de competência do processo tarifário, independente 
do dia em que ocorre o processo tarifário e o dia que ocorre o pagamento. 
74. 
Conforme explicado pela SGT, a CVA CDE–ENERGIA (Decreto nº 7.945/2013) foi calculada nos 
processos tarifários ordinários de 2015 excepcionalmente em função de a cobertura tarifária ter sido concedida na 
RTE daquele ano por meio de um componente financeiro, fazendo-se necessária a reversão no processo ordinário 
subsequente. Portanto, o cálculo em 2015 decorreu da metodologia de cálculo da RTE, e não devido à 
desconcatenação do pagamento do encargo com o processo tarifário da distribuidora. 
II.5.c) Glosa de Perdas 
75. 
A Light apresentou pleito para o cálculo da glosa de perdas ineficientes não contemple a 
resazonalização da energia requerida conforme carga observada nos 12 meses da sua apuração. A empresa alega 
que a resazonalização altera a valoração da glosa devido ao perfil sazonal das perdas, torna a CVA inconsistente com 
o que determina a Portaria Interministerial nº 361 e causa volatilidade indesejável nos resultados contábeis das 
concessionárias, uma vez que a energia requerida de cada mês depende da carga e do mercado projetado para os 
meses seguintes. 
76. 
Com relação ao pleito da Light, a SGT apresenta os seguintes argumentos: 
a) A apuração da glosa de energia em base anual é consistente com a metodologia de cálculo do 
nível eficiente de perdas nas revisões tarifárias periódicas e nos reajustes tarifários; 
b) A glosa de energia apurada na CVA tem como objetivo apenas capturar a diferença entre a tarifa 
média apurada nos processos tarifários e o preço médio de compra de energia efetivamente 
realizado, que constitui a valoração das perdas de energia “eficientes”; 
c) 
O procedimento de resazonalização da energia requerida para fins de cálculo das glosas de 
perdas já estava previsto na regra vigente e foi mantido no Módulo 4 do PRORET; 
d) A Light foi a única empresa a questionar tal metodologia e não conseguiu comprovar 
objetivamente, a partir de demonstrações de resultados de várias empresas para um período de 
avaliação de médio a longo prazo, que a metodologia proposta por ela é capaz de gerar 
resultados melhores que os da metodologia vigente;

e) Como não há uma relação exata entre a carga real e o mercado faturado, devido aos ciclos de 
faturamento e refaturamento, a não resazonalização do mercado faturado conforme a carga real 
pode resultar em perda real mensal menor que a perda regulatória mensal, mesmo a 
concessionária sendo ineficiente no ano; 
f) 
Diferentemente do que alega a concessionária, esse mecanismo não fere a Portaria 
Interministerial 361, que trata exclusivamente da CVA, o mecanismo de incentivo às perdas 
eficientes de energia está previsto no contrato de concessão, e pode ser considerado no cálculo 
econômico e no financeiro dos processos tarifários. 
II.5.d) Risco Hidrológico 
77. 
O grupo EDP solicita que a retirada dos efeitos do risco hidrológico da precificação dos contratos para 
fins de aplicação de glosa sobre o saldo da CVA energia seja retroativa a janeiro de 2013, tendo em vista que a 
alocação desse risco às concessionárias, com direito de repasse à tarifa do consumidor final, foi estabelecido pela Lei 
nº 12.783/2013, com efeitos a partir de janeiro de 2013.  
78. 
Nesse mesmo sentido, a ABRADEE, solicita ampliar para janeiro de 2014 o período de retroatividade 
da exclusão dos custos do risco hidrológico na glosa de perdas regulatórias. 
79. 
Primeiramente esclareço que o fato de o Módulo 4 ser aplicado a partir da competência de janeiro de 
2015 não configura retroatividade, uma vez que tal competência faz parte do período de apuração da 
Sobrecontratação de 2015 repassada nos processos tarifários ordinários de 2016. Como a nova regra exige a 
compatibilidade entre os mecanismos da Sobrecontratação, CVA e Glosa de Energia, não seria razoável aplicar o 
Módulo 4 do PRORET para a Sobrecontratação de 2015 e manter a regra vigente para a CVA e Glosa de Energia. 
Por isso, a aplicação da nova regra, na sua integralidade, a partir de janeiro de 2015. Caso contrário, só aplicaríamos 
a nova regra a partir da competência de janeiro de 2016, com repasse tarifário nos processos de 2017. 
80. 
Quanto a esses pleitos, reforço novamente que o mecanismo da glosa sobre a CVA energia é um 
instrumento regulatório definido pela ANEEL em atendimento ao disposto nos Contratos de Concessão, com o objetivo 
de incentivar o nível eficiente de perdas das distribuidoras, e que o Módulo 4 do PRORET deve ser entendido como 
um aperfeiçoamento metodológico, portanto, não cabe retroatividade.  
II.5.e) Recontabilizações na CCEE 
81. 
O grupo Neoenergia requereu a inclusão da seguinte previsão:  
“a título de tratamento transitório da nova metodologia, no caso de recontabilizações que tenham 
ocorrido após janeiro de 2015, mas envolvendo alterações de carga de meses anteriores à janeiro 
de 2015, a ANEEL analisará e poderá reconhecer ajuste financeiro especifico para a distribuidora, 
desde que solicitado antes do reajuste subsequente a recontabilização e igualmente limitado a 5 
anos”. 
82. 
O grupo Enel pleiteou a consideração dos efeitos de recontabilizações de carga e de montantes 
contratados na CCEE referentes a competências anteriores a janeiro de 2015, mas processadas no período de 
vigência do Módulo 4 do PRORET. Já a ABRADE solicitou ampliar para janeiro de 2014 o período de retroatividade 
das recontabilizações do MCP.

83. 
Na regra vigente, o efeito das recontabilizações da CCEE que impactam o pagamento de encargo de 
serviço de sistema e de contratos de compra e venda de energia são naturalmente reconhecidos na CVA de ESS e 
de energia. Entretanto, o efeito das recontabilizações que impactam as compras e vendas no curto prazo não são 
consideradas, pois envolveriam o recálculo da Sobrecontratação de energia apurada em processos tarifários já 
homologados.  
84. 
Apenas recontabilizações de carga e de montantes contratados geram esses efeitos. Em geral, a 
metodologia vigente não se apresentava como um problema, uma vez que essas recontabilizações de montantes 
eram raras e pouco significativas. Apenas com o aumento dessas recontabilizações, tem sido recorrente o pleito dos 
agentes para que seus efeitos sejam reconhecidos em suas tarifas, o que ensejaria o recálculo da sobrecontratação 
das distribuidoras e das CVA de energia, em função do recálculo do denominado “Fator K”, que tinha como objetivo 
ajustar os montantes contratados ao mercado regulatório. 
85. 
Tendo em vista que a atual regra de comercialização da CCEE não impõe um limite efetivo de 
quantidade e prazo para as recontabilizações e que essas recontabilizações são cada vez mais frequentes e 
expressivas, a metodologia vigente de Sobrecontratação/Exposição tornou-se inadequada. Nesse contexto, o Módulo 
4 representa importante avanço regulatório, pois permite considerar os efeitos de qualquer tipo recontabilização a 
partir da sua vigência. 
86. 
Essa mudança decorre dos seguintes aperfeiçoamentos: (a) apuração da CVA de energia sem a 
aplicação do Fator K; (b) consideração dos resultados de compras e vendas de energia no mercado de curto prazo 
pelo método 3 da CVA; (c) não incidência de risco hidrológico e resultado de curto prazo na valoração das glosas de 
perdas; e (d) cálculo das glosas de energia e de sobrecontratação/exposição por meio de componentes específicos. 
87. 
Todavia, assim como a regra que excluiu da valoração da glosa de energia os resultados de curto 
prazo e o risco hidrológico, as demais metodologias definidas no Módulo 4 devem ser entendidas como 
aperfeiçoamentos metodológicos e, portanto, não cabe retroatividade. 
88. 
Pelo exposto, entendo que as solicitações para consideração dos efeitos de recontabilizações de 
montantes na CCEE ocorridas na vigência da regra anterior aos Submódulos 4.2 e 4.3 do PRORET (CVA e 
Sobrecontratação), deverão ser avaliadas em processos específicos e não no âmbito deste Processo, que trata da 
regra geral vigente a partir de janeiro de 2015. Esse é exatamente o caso do pedido da Coelba, que já está sendo 
avaliado pela SRM e SGT no âmbito do Processo 48500.005670/2015-01. 
89. 
De toda forma, para salientar o entendimento, proponho incluir a seguinte redação no PRORET:  
Quando ocorrer recontabilizações de montantes contabilizados de contratos e de carga, para as 
competências a partir de janeiro de 2015, será automaticamente apurado ajuste financeiro com o 
objetivo de refletir as alterações no resultado do 𝐴𝐴𝐽𝐽_𝐹𝐹𝐼𝐼𝑁𝑁_𝑆𝑆𝑂𝑂𝐵𝐵𝑅𝑅𝐸𝐸_𝐸𝐸𝑋𝑋𝑃𝑃𝑎𝑎𝑛𝑛𝑜𝑜 ou do 𝐴𝐴𝐽𝐽_𝑀𝑀𝐶𝐶𝑃𝑃. 
[...] 
Situações excepcionais de recontabilizações de montantes contratuais ou de carga trazidas pelas 
concessionárias ou identificadas pela ANEEL poderão ser tratadas em processos específicos, desde 
que o ajuste financeiro resultante do cálculo seja considerado relevante.

90. 
Proposta alternativa, apresentada pelo grupo Neoenergia seria limitar a janeiro de 2015 as 
recontabilizações de carga pela CCEE que afetem as distribuidoras, compatibilizando-as com o Módulo 4 do PRORET. 
Para a avaliação dessa proposta, a ABRADE, sugere a abertura de processo específico, com o que concordo. 
 
III. DIREITO 
91. 
O presente voto encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:  
(a) art. 3º da Lei n° 9.427/1996, com redação dada pelo art. 9º da Lei n° 10.848/2004; 
(b) inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335/1997; e  
(c) Decreto nº 5.163/2004.  
IV. DISPOSITIVO 
92. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001107/2011-21, voto pela emissão de 
Resolução Normativa, como a minuta anexa, com o objetivo de: 
(i) Atualizar a estrutura do Módulo 4 do Proret, constante no Anexo I da Resolução Normativa nº 
435/2011; 
(ii) Aprovar os Submódulos do Módulo 4 e o Submódulo 6.1 dos Procedimentos de Regulação 
Tarifária -  PRORET, conforme minutas em anexo à Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL;  
(iii) Revogar as Resoluções nº 491/2001, nº 492/2001, nº 493/2001, nº 494/2001, nº 495/2001, nº 
089/2002, nº 184/2003, nº 153/2005 e nº 189/2005, relativas aos procedimentos de apuração do 
saldo da CVA, e a Resolução Normativa nº 255/2007, relativa aos critérios para repasse do custo 
de sobrecontratação de energia elétrica; e 
(iv) Alterar, conforme minutas em anexo à Nota Técnica nº 39/2016-SGT/ANEEL, a Resolução 
223/2003, bem como os Submódulos 3.1 e 11.1 do PRORET, de forma a aplicar a remuneração 
pela Taxa Selic nos correspondentes componentes financeiros. 
93. 
Adicionalmente, voto por determinar: 
(i) à SFF que, em 60 dias, apresente uma proposta para modernização dos seus sistemas de 
fiscalização com vistas a compatibilizar o referido processo com o processamento da CVA, nos 
termos do Módulo 4 do PRORET ora aprovado. 
(ii) a concatenação das tarifas de suprimento de energia e de uso dos sistema de distribuição, 
aplicadas às distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, com a data de aniversário 
contratual da distribuidora supridora/acessada; 
(iii) o recálculo do saldo da CVA de energia e do repasse da sobrecontratação de energia e 
exposição ao MCP a partir das competências de janeiro de 2015, com a finalidade aplicar os 
seguintes aperfeiçoamentos:  
a. Apuração da glosa do saldo da CVA energia em componente específico;

b. Exclusão do risco hidrológico para fins de composição de preços dos contratos na 
apuração da glosa; exceto para contratos de disponibilidade; e 
c. Utilização dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos 
resultados do MCP, tanto para o saldo da CVA de energia quanto para ESS/EER.  
 
Brasília, 15 de março de 2016. 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor