* 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 48500.004617/2020-41 
Revisão Tarifária Periódica de 2021 
 
 
 
 
 
EPB 
Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia 
 
 
 
 
 
 
 
 
Final 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA 
NOTA TÉCNICA 
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Número: 48581.001266/2021-00

* 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 48500.004617/2020-41 
Nota Técnica no 185/2021–SGT/ANEEL 
 
 
Em 16 de agosto de 2021 
 
 
 
Processo n.º 48500.004626/2020-32 
 
Assunto: Revisão Tarifária Periódica de 
2021 da EPB - Energisa Paraíba - 
Distribuidora de Energia. 
 
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quinta revisão tarifária periódica de 2021 
da EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia após análise das contribuições recebidas na 
Consulta Pública nº 030/2021 e na Audiência Pública nº 015/2021. A análise de contribuições da CP 
030/2021 consta da Nota Técnica nº 0179/2021-SGT/ ANEEL1, de 16 de agosto de 2021. 
 
2. 
A presente proposta de revisão tarifária da EPB 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 EPB. 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 019/2001-ANEEL, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EPB, define a data de 
28/08/2021 para a realização da quinta revisão tarifária periódica. 
 
 
1 Documento SIC nº 48581.001229/2021-00. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.007047/2019-16 
6. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
por meio do Ofício nº 87/2021-SGT/ANEEL2, de 05 de março de 2021, sendo encaminhadas pela 
concessionária mediante a Carta EnergisaPB/VPR/Nº 014/20213, de 1º de abril de 2021. 
7. 
Em 5 de abril de 2021, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudo de 
Mercado – SRM enviou, por meio do Memorando nº 052/2021-SRM/ANEEL, informações sobre os 
contratos bilaterais da EPB. 
 
8. 
Em 1º de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - 
CP n° 030/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período 
de contribuições se estendeu de 2 de junho de 2021 a 16 de julho de 2021. 
 
9. 
Em 30 de junho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Distribuição – SRD enviou, por meio do Memorando nº 190/2021-SRD/ANEEL4, a apuração das 
perdas na distribuição da EPB, consolidada pela Nota Técnica n° 050/2021-SRD/ANEEL5. 
 
10. 
Em 03 de agosto de 2021, a SRD, apresentou por meio da Nota Técnica n° 095/2021-
SRD/ANEEL6, recálculo dos valores aplicados na CP 003/2021, fixando os limites para os indicadores 
DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da EPB, para o período de 2022 a 2025. 
 
11. 
Ainda no dia 9 de agosto, a SGT emitiu a Nota Técnica n° 179/2021–SGT/ANEEL7 que 
que apresenta o Relatório de Contribuições da Consulta Pública nº 030/2021. 
 
12. 
Em 13 de agosto de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira 
– SFF enviou, por meio do Memorando nº 229/2021-SFF/ANEEL8, os valores solicitados para a 
composição da Base de Remuneração, consolidados por meio da Nota Técnica n° 0151/2021-
SFF/ANEEL9. 
 
13. 
No mesmo dia, por meio da carta ENERGISAPB/VPR/Nº 037/202110, a EPB informou 
que até aquele momento conseguiu recuperar o montante de R$ 22.795.309,78 (Vinte e dois 
milhões e setecentos e noventa e cinco mil, trezentos e nove reais e setenta e oito centavos), 
referentes à decisão transitada em julgado acerca da não incidência de tributos federais 
(PIS/COFINS) sobre o Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS). Neste sentido, 
solicitou que o valor em questão fosse revertido no presente processo tarifário na forma de 
componente financeiro negativo.  
 
 
2 Documento SIC nº 48581.000358/2021-00 
3 Documento SIC nº 48513.008895/2021-00 
4 Documento SICNET nº 48554.001207/2021-00. 
5 Documento SICNET nº 48554.000758/2021-00. 
6 Documento SICNET nº 48554.001213/2021-00. 
7 Documento SICNET nº 48581.001229/2021-00. 
8 Documento SICNET nº 48536.002880/2021-00. 
9 Documento SICNET nº 48536.002881/2021-00. 
10 Documento SICNET nº 48513.021979/2021-00. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.007047/2019-16 
14. 
Em 16 de agosto de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EPB encontra-se adimplente com suas 
obrigações intrassetoriais11, o que possibilita o reposicionamento de seus níveis de tarifas, haja vista 
o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 
15/03/2004. 
15. 
No mesmo dia, a proposta final da revisão tarifária foi encaminhada à EPB e ao seu 
conselho de consumidores12. 
 
16. 
Ainda no dia 16 de agosto, foi encaminhado convite para realização de reunião 
virtual, que seria realizada no 18 de agosto, para discussão sobre o resultado, sendo que a reunião 
em questão não foi realizada em função do não comparecimento dos membros do conselho13. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
17. 
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. 
 
18. 
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. 
 
19. 
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. 
 
20. 
Os detalhes das metodologias aplicadas nos processos de revisão tarifária estão 
descritos no Anexo I desta nota técnica. 
 
B. Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EPB é de agosto/2020 a 
julho/2021. 
 
 
 
11Documento SICNET nº 48581.001280/2021-00. 
12 Documento SICNET nº 48581.001281/2021-00. 
13 Documento SICNET nº 48581.001287/2021-00. 
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
C. Receita Verificada  
 
22. 
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.   
 
23. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo 
tarifário e nível de tensão. 
 
Tabela 1. Receita Verificada 
 
 
D. PARCELA A 
 
24. 
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) 
 
25. 
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. 
 
26. 
Os encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária, bem como os dispositivos 
legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
3.813.676
          
1.986.970.898
  
A3   (69 kV)
103.384
             
32.060.307
        
A4   (2,3 kV a 25 kV)
584.476
             
280.987.837
     
BT  (menor que 2,3 kV)
3.125.816
          
1.673.922.754
  
Demais Livres
717.873
             
99.577.578
        
Distribuição
206.377
             
19.559.983
        
Geração
-
                      
26.570.092
        
Total
4.737.926
          
2.132.678.550
  
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 3 .813.676 1.986.970.898
A3 (69 kV) 1 03.384 3 2.060.307
A4 (2,3 kV a 25 kV) 5 84.476 280.987.837
BT (menor que 2,3 kV) 3 .125.816 1.673.922.754
Demais Livres 7 17.873 9 9.577.578
Distribuição 2 06.377 1 9.559.983
Geração - 2 6.570.092
Total 4 .737.926 2.132.678.550
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.007047/2019-16 
Tabela 2. Encargos Setoriais 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
27. 
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 e 
Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
28. 
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 
 
29. 
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.  
 
30. 
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado 
pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, no percentual de 9,584% sobre a energia 
injetada. 
 
31. 
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 das perdas não 
técnica para a concessionária, obtida conforme Submódulo 2.6A do PRORET. 
Descrição
Valor (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.992.190
          
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
115.807.034
     
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
29.645.962
        
DSP 2.049/2021
PROINFA
35.878.859
        
ReH  2.815/2020
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
21.179.324
        
Res. Normativa nº 316/2008
ONS
100.978
             
Contribuição 2020
Total
205.604.347
     
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
123.331.371
     
Rede Básica Fronteira
47.819.753
        
Conexão
12.774.774
        
Uso do sistema de distribuição
11.984.445
        
Total
195.910.343
     
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Descrição Valor (R$) Dispositivo Legal      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2 .992.190 Conforme módulo 5.5 do PRORET      
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
ONS  115.807.034
2 9.645.962
3 5.878.859
2 1.179.324
100.978  REH 2.864/2021 e DSP 939/2021
DSP 2.049/2021
ReH 2.815/2020
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição 2020  
Total 205.604.347      
Descrição Valor (R$)  
Rede Básica 123.331.371
Rede Básica Fronteira 4 7.819.753
Conexão 1 2.774.774
Uso do sistema de distribuição 1 1.984.445  
Total 195.910.343  
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.007047/2019-16
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
Tabela 4. Trajetória Perdas Não Técnicas Regulatória 
 
Cálculo do Ponto de Partida 
 
 
Cálculo do Ponto de Chegada com Flexibilização 
 
 
Trajetória 
 
 
32. 
No caso da EPB, estabeleceu-se como ponto de partida o valor de 7,50%, conforme 
regra estabelecida no parágrafo 48 do Submódulo 2.6 do PRORET. A meta estabelecida conforme 
metodologia de comparação entre distribuidoras resultou em percentuais maiores que o ponto de 
partida citado. Ademais, a análise de flexibilização também resultou em meta maior (8,72%) que o 
ponto de partida, sendo estabelecido, portanto, esse percentual como meta. Assim, não há 
trajetória de redução, ficando as perdas não-técnicas, para o ciclo 2021-2024, em 7,50% do mercado 
de baixa tensão medido, o que equivale a 6,28% do mercado de baixa tensão faturado. 
  
33. 
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.  
 
34. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo 
de revisão tarifária. 
 
 
 
 
 
Descrição
Perda Não 
Técnica (% BT)
Meta Ciclo Anterior Faturada
4,94%
Ajuste Medido x Faturado
2,45%
Média Histórica Medida
9,29%
Ponto de Partida Medido
7,50%
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
 Empresa Benchmark 
 ESE 
 COSERN 
 COSERN 
PNT/BT Benchmark
8,91%
7,15%
7,15%
PNT/BT CELPE - Referência ciclo anterior
9,22%
9,22%
9,22%
Probabilidade de Comparação
66,98%
24,42%
37,64%
PNT/BT Meta baseada em cada Benchmark
9,01%
8,72%
8,44%
PNT/BT Média dos Benchmarks (medido)
8,72%
Ponto de Partida
8,72%
Ponta de Chegada
8,72%
PNT/BT Meta (medido)
8,72%
Descrição
Ponto Partida
2021
2022
2023
2024
Trajetória PNT/BT Medido
8,72%
8,72%
8,72%
8,72%
8,72%
Velocidade de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Limite de Redução (a.a)
Não se aplica 
Não se aplica 
Não se aplica 
Não se aplica 
Não se aplica 
Diferença entre medido e faturado
2,45%
2,45%
2,45%
2,45%
2,45%
Referencial Regulatório PNT/BT
6,2779%
6,28%
6,28%
6,28%
6,28%
Referencial Regulatório PT/Einj
9,5835%
9,58%
9,58%
9,58%
9,58%
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Perda Não
Descrição
Técnica (% BT)  
Meta Ciclo Anterior Faturada 4,94%
Ajuste Medido x Faturado 2,45%
Média Histórica Medida 9,29%  
Ponto de Partida Medido 7,50%  
  
Descrição Modelo C Modelo G Modelo K    
Empresa Benchmark ESE COSERN COSERN    
  8,91% 7,15% 7,15%  
  9,22% 9,22% 9,22%  
  66,98% 24,42% 37,64%  
  9,01% 8,72% 8,44%  
    
    
    
PNT/BT Meta (medido) 8,72%    
    
Referencial Regulatório PNT/BT 6,2779% 6,28% 6,28% 6,28% 6,28%
Referencial Regulatório PT/Einj 9,5835% 9,58% 9,58% 9,58% 9,58%

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.007047/2019-16
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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 48500.007047/2019-16 
Tabela 5. Energia Requerida 
 
 
b. Valoração da compra de energia 
 
35. 
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. 
 
36. 
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 
Preços e montantes 
Memorando nº 52/2021-SRM 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.746/2020 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.653/2019 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Preços 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Preços 
Previsão SGT 
 
37. 
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
101.723
             
Perdas na Distribuição
734.177
             
Perdas Técnicas
537.941
             
Perdas Não Técnicas
196.236
             
Energia Vendida
3.813.676
          
Energia Requerida
4.649.577
          
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Número: 48581.001266/2021-00
Descrição Energia (MWh)
Perdas na Rede Básica 101.723
Perdas na Distribuição 734.177
Perdas Técnicas 537.941
Perdas Não Técnicas 196.236
Energia Vendida 3.813.676
Energia Requerida 4.649.577
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes        
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.821/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.746/2020  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.653/2019  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Preços      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Preços      Previsão SGT  
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Tabela 7. Custo com Compra de Energia 
 
 
E. PARCELA B 
 
1. Custos Operacionais (CO) 
 
38. 
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 10. Custos operacionais regulatórios no reposicionamento 
 
 
 
Contratos
Contratado
(MWh)
Considerado
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilateral
221.286
             
261.454
             
420,40
   
109.915.205
        
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
2.376.052
          
2.807.357
          
220,39
   
618.709.078
        
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.218.509
          
1.439.695
          
259,24
       
373.227.763
        
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
513.169
             
606.320
             
218,00
   
132.180.082
        
Madeira e Belo Monte
644.375
             
761.342
             
148,82
   
113.301.232
        
Energia Base
1.352.089
          
1.580.766
          
129,82
   
205.220.441
        
Cota Angra I/Angra II
151.039
             
178.456
             
249,64
   
44.549.759
          
Cotas Lei n º 12783/2013
1.108.743
          
1.310.004
          
122,65
   
160.670.682
        
PROINFA
92.306
                
92.306
                
-
         
-
                         
Total
3.728.141
          
4.649.577
          
200,85
   
933.844.724
        
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
88,31%
95,86%
100,00%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
395.105.697
     
421.267.982
     
447.430.268
     
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
446.363.696
     
4. Meta estudo de eficiência - R$
446.363.696
     
5. Variação Anual (%)
0,00%
6. Meta da eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
446.363.696
     
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
322.546.491
     
8. Meta OPEX 
446.363.696
     
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
138,39%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
416.709.743
     
11. Número de anos no ciclo
4
                      
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
438.950.208
     
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Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
Bilateral 221.286 261.454 420,40 1 09.915.205  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 2.376.052 2.807.357 220,39 6 18.709.078  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 1.218.509 1.439.695 2 59,24 3 73.227.763
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 513.169 606.320 218,00 1 32.180.082
Madeira e Belo Monte 644.375 761.342 148,82 1 13.301.232  
Energia Base 1.352.089 1.580.766 129,82 2 05.220.441  
Cota Angra I/Angra II 151.039 178.456 249,64 44.549.759
Cotas Lei n º 12783/2013 1.108.743 1.310.004 122,65 1 60.670.682
PROINFA 9 2.306 9 2.306 - -  
Total 3.728.141 4.649.577 200,85 9 33.844.724  
11. Número de anos no ciclo 4
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 438.950.208
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
39. 
No caso da EPB a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está entre os 
valores mínimo e máximo definidos pelo método de benchmarking. 
 
40. 
Em relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da 
metodologia resultou em relação entre essa meta de custos operacionais e os custos reais de 
138,39%. Assim, foi estabelecida trajetória de redução dos custos operacionais reconhecidos na 
tarifa de forma a compartilhar com o consumidor o valor correspondente ao excedente a 120%.  
 
41. 
É oportuno esclarecer que a redução dos custos operacionais ao longo do ciclo 
ocorrerá mediante aplicação do componente T do fator X aqui definido no percentual de 0,94% da 
Parcela B. 
 
2. Base de Remuneração Regulatória (BRR), Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração 
Regulatória (QRR) 
 
42. 
A Base de Remuneração consiste no montante de investimentos realizados pelas 
concessionárias na prestação dos serviços de distribuição de energia. 
 
43. 
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. 
44. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde à depreciação e à 
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. 
 
45. 
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela 11. Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
 
 
46. 
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, 28 de fevereiro de 2021, e a data da revisão tarifária, 28 de 
agosto de 2021. 
 
3. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). 
 
47. 
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.  
 
48. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI: 
 
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
3.985.785.213
   
(2) Índice de Aproveitamento Integral
7.725.130
           
(3) Obrigações Especiais Bruta
614.435.420
       
(4) Bens Totalmente Depreciados
403.675.715
       
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
2.959.948.948
   
(6) Depreciação Acumulada
1.889.718.077
   
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
2.096.067.136
   
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
5.952.748
           
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) = (1)-(6)-(8)
2.090.114.388
   
(10) Almoxarifado em Operação
3.402.519
           
(11) Ativo Diferido
-
                        
(12) Obrigações Especiais Líquida
367.435.062
       
(13) Terrenos e Servidões
36.190.118
         
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13)
1.762.271.963
   
(15) Base de Remuneração Ativos Concessionária
1.762.271.963
   
(16) WACC
10,64%
(17) Remuneração Ativos Concessionária
187.425.297
       
(18) Base Obrigações Especiais
614.435.420
       
(19) Taxa de Remuneração das Obrigações Especiais
2,03%
(20) Remuneração de Obrigações Especiais
12.465.448
         
(21) Remuneração do Capital = (17)+(20)
199.890.745
(22) Taxa de Depreciação
3,88%
(23) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (22)
114.846.019
       
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Tabela 12. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
 
 
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
49. 
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 0,91%. 
 
50. 
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 -0,17%. 
 
51. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da 
EPB. 
 
Tabela 13. Cálculo da Parcela B ajustada 
 
 
 
Descrição
Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
286.172.357
        
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
128.777.561
        
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
34.340.683
          
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
123.054.113
        
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
13.452.005
          
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
6.731.952
            
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
29.761.428
          
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
49.945.385
          
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
460.219.104
        
Custos Operacionais (CO)
438.950.208
        
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)
1.856.216
            
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse)
19.412.681
          
Custo Anual dos Ativos (CAA)
364.682.149
        
Remuneração do Capital (RC)
199.890.745
        
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
114.846.019
        
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
49.945.385
          
Parcela B (VPB)
824.901.253
        
 Índice de Produtividade da Parcela B
0,91%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
-0,17%
Parcela B com ajustes
818.782.029
        
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5. Outras Receitas (OR) 
 
52. 
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. 
 
53. 
A tabela a seguir sintetiza o cálculo de “Outras Receitas”, calculada nos termos do 
Submódulo 2.7 A do PRORET. 
 
Tabela 14. Outras Receitas 
 
 
6. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos   
 
54. 
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”. 
 
55. 
O tratamento destas receitas adicionais auferida pelas distribuidoras é calculada 
conforme o Submódulo 2.7 do PRORET.  
 
56. 
No caso da EPB estão sendo considerados os seguintes valores de Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos para os meses entres novembro de 2017 a outubro de 2020, 
informados pela SFF. Os valores líquidos de impostos e receitas irrecuperáveis estão sendo 
subtraídos da Parcela B, proporcionalizados de acordo com o ciclo tarifário da empresa e corrigidos 
pela SELIC. 
 
Tabela 15. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
 
Descrição das atividades
Compartilhamento Receita Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
1.972.941
                 
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
60%
2.552.535
                 
Compartilhamento de infraestrutura (Média 24 meses)
60%
10.519.167
               
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
Total
15.044.644
               
Descrição
Média Anual 
Bruta
Média Anual 
Líquida Corrigida 
(SELIC)
Ultrapassagem de Demanda - UD
6.929.632
          
3.422.977
             
Excedente de Reativos - ER
11.351.192
        
5.653.070
             
UDER
18.280.824
        
9.076.048
             
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Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória    
Serviços Cobráveis 60% 1.972.941
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 60% 2.552.535
Compartilhamento de infraestrutura (Média 24 meses) 60% 1 0.519.167    
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:    
Total 1 5.044.644    
    
Média Anual
Média Anual
Descrição Líquida Corrigida
Bruta
(SELIC)  
Ultrapassagem de Demanda - UD 6 .929.632 3 .422.977
Excedente de Reativos - ER 1 1.351.192 5 .653.070  
UDER 1 8.280.824 9 .076.048  
  
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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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7. Receitas Irrecuperáveis (RI) 
 
57. 
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 
 
 
 
F.  Componentes Tarifários Financeiros  
 
58. 
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. 
 
59. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros 
nesta revisão da EPB. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Descrição
Receita Base (R$)
% RI
RI (R$)
Encargos Setoriais
288.487.936
       
0,64%
1.856.216
        
Restante da Receita
2.890.589.206
   
0,67%
19.412.681
     
Total
3.179.077.142
   
0,67%
21.268.897
     
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Tabela 16. Componentes Financeiros 
 
 
G. Análise da Revisão Tarifária Periódica 
 
1. Resultados 
 
60. 
A Revisão Tarifária da EPB conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de 7,08%, sendo de 9,09%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 6,53%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 17. Efeito médio ao consumidor 
 
 
61. 
O efeito médio nas tarifas de 7,08% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de 
custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em -0,12%, 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 6,34%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
83.411.006
           
3,73%
CVA em processamento -Transporte
23.888.099
           
1,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
38.827.744
           
1,74%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(842.291)
               
-0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais e Conta Covid
(2.085.680)
            
-0,09%
Sobrecontratação/exposição de energia
8.675.793
             
0,39%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
510.908
                
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
99.229.968
           
4,44%
Ajuste CUSD
410.226
                
0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(76.230)
                 
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
136.604
                
0,01%
Conselho de Consumidores
(926.865)
               
-0,04%
Reversão do Risco Hidrológico
(71.492.291)
         
-3,20%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(1.377.001)
            
-0,06%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
68.692.125
           
3,08%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
5.321.360
             
0,24%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(39.485.731)
         
-1,77%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(54.635.220)
         
-2,45%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.428.107)
            
-0,06%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
7.729.170
             
0,35%
Reversão de Créditos de Pis/Cofins
(22.795.310)
         
-1,02%
Total
141.688.275
        
6,34%
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,09%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,53%
Efeito Médio AT+BT
7,08%
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no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito 
de 0,86% no atual processo tarifário da EPB. 
 
62. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa bem como às novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões 
tarifárias. Em relação a estrutura tarifária observou maior variação nos custos médios dos ativos do 
subgrupo MT em relação aos considerados na última revisão, implicando um maior impacto para 
este subgrupo. Além disso, da comparação entre os dados de mercado considerados no atual 
processo tarifário com relação aqueles considerados no processo tarifário de 2020, foi observada 
estabilidade do mercado de alta tensão (cativo + livre), e aumento do mercado de baixa tensão, o 
que justifica a diferença dos efeitos indicados. 
 
63. 
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.  
 
 
Tabela 18. Resumo da revisão 
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 Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A
1.283.493.128
  
1.335.359.414
  
4,0%
2,43%
62,7%
Encargos Setoriais
169.073.812
     
205.604.347
     
21,6%
1,71%
9,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.282.384
          
2.992.190
          
-8,8%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
74.034.433
        
81.195.133
        
9,7%
0,34%
3,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
                          
14.228.609
        
-
0,67%
0,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
20.383.292
        
-
0,96%
1,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
40.710.040
        
29.645.962
        
-27,2%
-0,52%
1,4%
PROINFA
30.514.420
        
35.878.859
        
17,6%
0,25%
1,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
20.443.218
        
21.179.324
        
3,6%
0,03%
1,0%
ONS
89.318
                
100.978
             
13,1%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
221.225.193
     
195.910.343
     
-11,4%
-1,19%
9,2%
Rede Básica
147.830.140
     
123.331.371
     
-16,6%
-1,15%
5,8%
Rede Básica Fronteira
50.149.486
        
47.819.753
        
-4,6%
-0,11%
2,2%
Conexão
12.433.268
        
12.774.774
        
2,7%
0,02%
0,6%
Uso do sistema de distribuição
10.812.299
        
11.984.445
        
10,8%
0,05%
0,6%
Custos de Aquisição de Energia
893.194.122
     
933.844.724
     
4,6%
1,91%
43,8%
PARCELA B
849.185.422
     
794.661.338
     
-6,4%
-2,56%
37,3%
Custos Operacionais
446.363.696
     
435.694.019
     
-2,4%
-0,50%
20,5%
Anuidades
52.672.809
        
49.574.883
        
-5,9%
-0,15%
2,3%
Remuneração
228.236.753
     
198.407.929
     
-13,1%
-1,40%
9,3%
Depreciação
109.705.844
     
113.994.077
     
3,9%
0,20%
5,4%
Receitas Irrecuperáveis
21.716.008
        
21.111.121
        
-2,8%
-0,03%
1,0%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda
(9.509.687)
         
(24.120.691)
      
153,6%
-0,69%
-1,1%
Reposicionamento Tarifário
2.132.678.550
  
2.130.020.752
  
-0,12%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
141.688.275
     
6,34%
CVA em processamento - Energia
83.411.006
        
3,73%
CVA em processamento -Transporte
23.888.099
        
1,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
38.827.744
        
1,74%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(842.291)
            
-0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais e Conta Covid
(2.085.680)
         
-0,09%
Sobrecontratação/exposição de energia
8.675.793
          
0,39%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
510.908
             
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
99.229.968
        
4,44%
Ajuste CUSD
410.226
             
0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(76.230)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
136.604
             
0,01%
Conselho de Consumidores
(926.865)
            
-0,04%
Reversão do Risco Hidrológico
(71.492.291)
      
-3,20%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(1.377.001)
         
-0,06%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
68.692.125
        
3,08%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
5.321.360
          
0,24%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(39.485.731)
      
-1,77%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(54.635.220)
      
-2,45%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.428.107)
         
-0,06%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
7.729.170
          
0,35%
Reversão de Créditos de Pis/Cofins
(22.795.310)
      
-1,02%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,86%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,08%
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Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita    
PARCELA A 1 .283.493.128 1 .335.359.414 4,0% 2,43% 62,7%    
Encargos Setoriais 1 69.073.812 2 05.604.347 21,6% 1,71% 9,7%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3 .282.384 2 .992.190 -8,8% -0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 7 4.034.433 8 1.195.133 9,7% 0,34% 3,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 0 1 4.228.609 - 0,67% 0,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 2 0.383.292 - 0,96% 1,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 4 0.710.040 2 9.645.962 -27,2% -0,52% 1,4%
PROINFA 3 0.514.420 3 5.878.859 17,6% 0,25% 1,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 0.443.218 2 1.179.324 3,6% 0,03% 1,0%
ONS 8 9.318 1 00.978 13,1% 0,00% 0,0%    
Custos de Transmissão 2 21.225.193 1 95.910.343 -11,4% -1,19% 9,2%    
Rede Básica 1 47.830.140 1 23.331.371 -16,6% -1,15% 5,8%
Rede Básica Fronteira 5 0.149.486 4 7.819.753 -4,6% -0,11% 2,2%
Conexão 1 2.433.268 1 2.774.774 2,7% 0,02% 0,6%
Uso do sistema de distribuição 1 0.812.299 1 1.984.445 10,8% 0,05% 0,6%    
Custos de Aquisição de Energia 8 93.194.122 9 33.844.724 4,6% 1,91% 43,8%    
PARCELA B 849.185.422 794.661.338 -6,4% -2,56% 37,3%    
Custos Operacionais 4 46.363.696
Anuidades 5 2.672.809
Remuneração 2 28.236.753
Depreciação 1 09.705.844
Receitas Irrecuperáveis 2 1.716.008
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda ( 9.509.687)  435.694.019
4 9.574.883
198.407.929
113.994.077
2 1.111.121
(24.120.691)  -2,4% -0,50% 20,5%
-5,9% -0,15% 2,3%
-13,1% -1,40% 9,3%
3,9% 0,20% 5,4%
-2,8% -0,03% 1,0%
153,6% -0,69% -1,1%
Reposicionamento Tarifário 2 .132.678.550 2 .130.020.752 -0,12% 100,0%    
    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 141.688.275 6,34%    
CVA em processamento - Energia
CVA em processamento -Transporte
CVA em processamento - Encargos Setoriais
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais e Conta Covid
Sobrecontratação/exposição de energia
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Previsão de Risco Hidrológico
Ajuste CUSD
Repasse de compensação DIC/FIC
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
Conselho de Consumidores
Reversão do Risco Hidrológico
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
Reversão de Créditos de Pis/Cofins  8 3.411.006
2 3.888.099
3 8.827.744
(842.291)
( 2.085.680)
8.675.793
510.908
9 9.229.968
410.226
(76.230)
136.604
(926.865)
(71.492.291)
( 1.377.001)
6 8.692.125
5.321.360
(39.485.731)
(54.635.220)
( 1.428.107)
7.729.170
(22.795.310)  3,73%
1,07%
1,74%
-0,04%
-0,09%
0,39%
0,02%
4,44%
0,02%
0,00%
0,01%
-0,04%
-3,20%
-0,06%
3,08%
0,24%
-1,77%
-2,45%
-0,06%
0,35%
-1,02%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,86%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,08%    
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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 48500.007047/2019-16 
64. 
O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição 
da nova Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico 2. Composição da receita sem tributos 
 
65. 
O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com tributos. 
 
 
Gráfico 3. Composição da receita com tributos 
 
2. Análise Parcela A 
 
66. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a EPB levaram a uma 
variação no efeito médio de 1,91%. Contribuiu para esse efeito principalmente as variações de 
montantes e custos associados aos CCEAR Nova e Alternativa, modalidade Disponibilidade, que 
impactaram o reajuste em 1,41%. Por outro lado, amenizou o efeito a redução do custo da energia 
associada ao contrato bilateral com a UTE Juiz de Fora que, em função do término do contrato 
previsto para 1º de fevereiro de 2022, teve os montantes de reduzidos em relação aos considerados 
no processo tarifário de 2020, o que impactou a revisão em -0,90%. 
 
67. 
O Gráfico abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
Custo de 
Distribuição
37,3%
Custo de 
Energia
43,8%
Custo de 
Transmissão
9,2%
Encargos 
Setoriais
9,7%
Custo de 
Distribuição
26,6%
Custo de 
Energia
31,2%
Custo de 
Transmissão
6,6%
Encargos 
Setoriais
6,9%
ICMS…
PIS/COFINS…
Tributos
28,7%
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
 
Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
68. 
A tabela a seguir apresenta a variação na compra de energia entre a o último processo 
tarifário e a atual revisão: 
 
Tabela 19. Detalhamento da compra de energia 
 
 
69. 
Os custos de transmissão impactaram a revisão em -1,19%. Destaca-se a redução dos 
custos de Rede Básica e Rede Básica Fronteira decorrente do reperfilamento do pagamento dos 
financeiros associados à RBSE14, que permitiu um menor pagamento do saldo devedor da respectiva 
componente financeira da RBSE nos ciclos tarifários de 2021-22 e 2022-23, período em que se 
 
14 A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos ativos, 
conforme Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00) de 18 de novembro 
de 2020, deve incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, 
da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020. Ocorre que a diferença entre a remuneração indicada na Portaria MME 
120/2016 e a remuneração até então aplicada por força de decisões judiciais liminares (IPCA), as quais foram cassadas, 
resultou em passivo financeiro o qual foi incorporado aos custos de transmissão para o período entre julho de 2020 até 
julho de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à RBSE, o pagamento desse passivo é reduzido entre julho 
de 2021 e julho de 2023, mediante a compensação nos anos subsequentes. 
1,91%
0,01%
1,41%
0,49%
0,39%
-0,16%
0,66%
-0,90%
0,00%
Total
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
 Proinfa
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-QTD
28.134
              
-
                     
-100,0%
188,84
       
-
              
-100,0%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.131.436
        
1.218.509
        
7,7%
243,89
       
259,24
       
6,3%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
509.114
            
513.169
            
0,8%
202,86
       
218,00
       
7,5%
Madeira e Belo Monte
644.375
            
644.375
            
0,0%
139,74
       
148,82
       
6,5%
Cota Angra I e Angra II
150.389
            
151.039
            
0,4%
269,75
       
249,64
       
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.121.824
        
1.108.743
        
-1,2%
114,59
       
122,65
       
7,0%
Bilateral
438.964
            
221.286
            
-49,6%
345,55
       
420,40
       
21,7%
Proinfa
91.818
              
92.306
              
0,5%
-
              
-
              
-
Sobra (-) / Exposição (+)
497.260
        
700.150
        
40,8%
196,68
       
204,91
       
4,2%
TOTAL
4.613.312
    
4.649.577
    
0,8%
193,61
       
200,85
       
3,7%
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1,91%
1,41%
0,66%
0,49%
0,39%
0,01% 0,00%
-0,16%
-0,90%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Bilateral
Proinfa  2 8.134 - -100,0%
1 .131.436 1 .218.509 7,7%
5 09.114 5 13.169 0,8%
6 44.375 6 44.375 0,0%
1 50.389 1 51.039 0,4%
1 .121.824 1 .108.743 -1,2%
4 38.964 2 21.286 -49,6%
9 1.818 9 2.306 0,5%  188,84 - -100,0%
243,89 259,24 6,3%
202,86 218,00 7,5%
139,74 148,82 6,5%
269,75 249,64 -7,5%
114,59 122,65 7,0%
345,55 420,40 21,7%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  497.260 700.150 40,8%  196,68 204,91 4,2%  
TOTAL  4.613.312 4.649.577 0,8%  193,61 200,85 3,7%  
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
espera uma pressão tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário 2023-24 a 
2027-28, quando se encerra o pagamento desta componente. 
 
70. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 1,71%. 
Destaca-se, principalmente, o início do recolhimento da CDE Conta-Covid destinada ao pagamento 
do empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. O encargo 
em questão impactou o processo em 1,62%, dividido em dois componentes, CDE Conta-Covid TE e 
CDE Conta-Covid TUSD com impactos, iguais a 0,96% e 0,67%, respectivamente, conforme indicado 
na Tabela 2. Por sua vez, o aumento da CDE uso contribuiu para um aumento adicional de 0,34%. 
 
3. Análise Parcela B 
 
71. 
A variação da Parcela B calculada neste processo e a atualmente praticada foi de             
-6,4%, acarretando um impacto de -2,56% na revisão tarifária. A seguir detalham-se os impactos nos 
custos de distribuição da concessionária. 
 
72. 
Os custos operacionais variaram em -2,4% contribuindo para redução tarifária de          
0,50%. A redução em questão decorre da aplicação da metodologia de cálculo dos custos 
operacionais, realizada mediante comparação entre concessionárias de distribuição, agregada ao 
mecanismo de compartilhamento de eficiência. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre o custo operacional 
 
73. 
A cobertura para anuidades variou -5,9% em relação à cobertura para Anuidades 
quando comparada aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,15% no efeito médio. 
Esse resultado proveio da atualização da base de remuneração regulatória, conforme a 
regulamentação vigente, da qual o cálculo das anuidades depende.  
 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100%
- 2,4%
97,6%
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Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
 
74. 
A remuneração do capital reduziu -13,1% em relação aos valores hoje existentes nas 
tarifas, o que representou um impacto de -1,40%. A situação adveio principalmente da redução da 
taxa de remuneração regulatória, que diminuiu em relação à considerada na revisão tarifária de 
2017 da distribuidora, o que contribuiu com efeito em -10,7%. Por sua vez, o efeito da variação da 
Base Líquida foi de -2,3%. O Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos. 
 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre a remuneração do capital 
 
75. 
A quota de reintegração regulatória variou 3,9% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto no efeito médio de 0,20%. Este aumento se 
dá principalmente em função da variação da base bruta, que contribuiu com 4,2%, enquanto a taxa 
média de depreciação se manteve praticamente estável, com variação de aproximadamente -0,3%. 
O Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos. 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito das
Anuidades
Anuidades
Revisão
100%
-5,9%
94,1%
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100%
- 10,7%
+2,3%
86,9%
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Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
 
76. 
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 o impacto nas tarifas de -0,69%. 
 
77. 
As receitas irrecuperáveis variaram -2,8% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de -0,03% nas tarifas. 
 
4. Análise Financeiros 
 
78. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram com o efeito de 6,34% na atual revisão da EPB. 
 
19. 
Com valores positivos destacam-se principalmente os itens associados à CVA Energia, 
com impacto de 3,73%, decorente da diferença dos custos de energia incorridos pela concessionária 
em relação à cobertura concedida no processo tarifário de 2020. Destaca-se também o financeiro 
de previsão do risco hidrológico, com impacto no efeito de 4,44%, decorrente do cenário 
desfavorável de produção de energia hidrelétrica para o próximo ano. 
 
20. 
Com valores negativos cabe citar os itens excepcionais considerados para mitigação 
do efeito tarifário, descritos a seguir. 
 
Modicidade Tarifária (Conta Covid): 
 
21. 
Os montantes do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, implicaram a 
revisão em -0,62%. Os montantes em questão correspondem aos valores repassados à 
concessionária de distribuição pela Conta Covid, associados aos itens previstos no §2º do Art. 5º da 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100%
-0,3%
+4,2%
103,9%
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
REN 885/2020, e que não foram revertidos em favor da modicidade tarifária no processo tarifário 
de 2020. 
Modicidade Tarifária (Reversão de Receitas associadas às ReHs nº 414/2010 e 376/2009): 
 
79. 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos 
à modicidade tarifária, associados ReHs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos 
pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e 
seus consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não 
puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN 
nº 414/2010; e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data 
de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 
376/2009. 
 
80. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício 
Circular nº 08/202115, a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 
equivale a R$ 1.377.001,1216, contribuindo para redução do efeito em -0,06%. 
 
Modicidade Tarifária (Créditos de Pis/Cofins): 
 
81. 
Destaca-se ainda o diferimento solicitado pela EPB em função dos créditos junto à 
Receita Federal em face da ação transitada em julgado, ajuizada pela distribuidora que tratou do 
questionamento da incidência do PIS e da COFINS sobre o ICMS. Esse componente financeiro, no 
valor de R$ -22.795.309,78 (Vinte e dois milhões e setecentos e noventa e cinco mil, trezentos e 
nove reais e setenta e oito centavos), e que não havia sido considerado em fase de Consulta Pública, 
teve um impacto na revisão de -1,02%. 
 
5. Comparação entre a Proposta da Consulta Pública e o Resultado Final 
 
82. 
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. 
 
 
 
 
15 Documento Sic. 48500.000515/2021-00 
16 Os valores informados foram corrigidos pela SELIC até a data de aniversário prevista em contrato. Cumpre ressaltar 
que estes valores, informados pela concessionária, passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação 
nos próximos processos tarifários.  
 
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
Tabela 20. Comparação da Proposta da CP 030/2020 e a Final  
 
 Descrição 
 CP 030/21
Participação 
na Revisão
% 
 Final
Participação 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2,37%
2,43%
0,06%
Encargos Setoriais
2,28%
1,71%
-0,57%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-0,01%
-0,01%
0,00%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
0,31%
0,34%
0,02%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0,91%
0,67%
-0,25%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0,69%
0,96%
0,27%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
0,10%
-0,52%
-0,62%
PROINFA
0,24%
0,25%
0,01%
P&D, Efic.Energ 
0,03%
0,03%
0,00%
ONS
0,00%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
-1,75%
-1,19%
0,57%
Rede Básica
-1,12%
-1,15%
-0,03%
Rede Básica Fronteira
-0,61%
-0,11%
0,50%
Conexão
-0,08%
0,02%
0,10%
Uso do sistema de distribuição
0,06%
0,05%
-0,01%
Custo de Aquisição de Energia 
1,84%
1,91%
0,06%
PARCELA B
-2,96%
-2,56%
0,41%
Custos Operacionais
-0,70%
-0,50%
0,20%
Anuidades
-0,18%
-0,15%
0,04%
Remuneração
-1,51%
-1,40%
0,11%
Depreciação
0,14%
0,20%
0,06%
Receitas Irrecuperáveis
-0,06%
-0,03%
0,03%
Outras ReceitasOR, UD e ER
-0,65%
-0,69%
-0,04%
Reposicionamento Tarifário
-0,59%
-0,12%
0,47%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
6,78%
6,34%
-0,43%
CVA em processamento - Energia
2,20%
3,73%
1,54%
CVA em processamento -Transporte
1,11%
1,07%
-0,04%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
3,28%
1,74%
-1,55%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,03%
-0,04%
-0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais e Conta Covid
0,24%
-0,09%
-0,33%
Sobrecontratação/exposição de energia
0,12%
0,39%
0,27%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,02%
0,02%
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
3,66%
4,44%
0,78%
Ajuste CUSD
0,02%
0,02%
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
0,00%
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
0,01%
0,01%
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,04%
-0,04%
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
-3,20%
-3,20%
0,00%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
-0,06%
-0,06%
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
-0,10%
3,08%
3,18%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
-0,20%
0,24%
0,44%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
-0,05%
-1,77%
-1,72%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,00%
-2,45%
-2,44%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
-0,05%
-0,06%
-0,02%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
-0,20%
0,35%
0,55%
Reversão de Créditos de Pis/Cofins
0,00%
-1,02%
-1,02%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,89%
0,86%
-0,03%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,07%
7,08%
0,01%
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Número: 48581.001266/2021-00
CP 030/21 Final
Participação Participação Variação
Descrição
na Revisão na Revisão Total
% %
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 2,37% 2,43% 0,06%
Encargos Setoriais 2,28% 1,71% -0,57%
ONS
Custos de Transmissão -1,75% -1,19% 0,57%
Custo de Aquisição de Energia 1,84% 1,91% 0,06%
PARCELA B -2,96% -2,56% 0,41%
Reposicionamento Tarifário -0,59% -0,12% 0,47%
Componentes Financeiros do Processo Atual 6,78% 6,34% -0,43%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,89% 0,86% -0,03%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,07% 7,08% 0,01%
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.007047/2019-16
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Pág 24 da Nota Técnica no 185/2021-SGT/ANEEL, de 16/08/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.007047/2019-16 
83. 
As maiores diferenças entre a versão final e a da consulta pública ocorreram 
principalmente nos Custos de Encargos e Transmissão, além da redução da Receita Verificada 
(mercado). 
 
84. 
Quanto aos Encargos Setoriais, a principal alteração se deu Encargo de Serviço de 
Sistema, decorrente da alteração da metodologia de acionamento e cobertura para usinas térmicas. 
 
85. 
Para os Custos de Transporte, a diferença se deve pela homologação das Resoluções 
Homologatórias nº 2.892, de 6 de junho de 2021, e 2.896, de 13 de julho de 2021, que definiram 
respectivamente as Receitas Anuais Permitidas e as Tarifas de Uso de Sistemas de Transmissão para 
o ciclo 2021 e 2022. A aplicação do disposto nas resoluções implicou em custos maiores que os 
previstos em fase de Consulta Pública. 
 
86. 
O mercado total de consumidores livres e cativos verificado no período de referência 
na fase final foi de 4.750.126 MWh, menor que o considerado na fase de Audiência Pública, 
4.737.926 MWh, redução de 0,26%. Não obstante, a receita verificada reduziu de R$ 2.159.976,927 
para R$ 2.132.678.550, queda de 1,28%. Como consequência da variação de mercado, observa-se 
aumento do efeito médio associado aos itens de custo fixo de natureza fixa. 
 
87. 
 Como exemplo, observa-se que a despeito da estabilidade da parcela B calculada17,  
houve variação positiva do efeito médio de 0,41%, passando de -2,96% na fase de AP para -2,56% 
na fase final. 
 
88. 
Para os componentes financeiros destaca-se que está sendo considerado financeiro 
negativo de mitigação do efeito tarifário de R$ 22.795.309,78, que contribuiu para amenização do 
efeito médio em -1,02%. 
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
89. 
A tabela abaixo apresenta a estimativa preliminar de valor mensal a ser repassado 
pela CCEE à distribuidora no período de competência de agosto/2021 a julho/2022, até o 10º dia 
útil do mês subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os 
valores previstos e os realizados no período de agosto/2020 a julho/2021. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 Tendo em vista que praticamente não houve BRR fiscalizada, considerada na versão final, em relação àquela usada 
na fase de Consulta Pública, as variações no valor da Parcela B foi pequena, passando de R$ 795,44 Milhões da fase de 
CP para R$ 794.662 Milhões na fase final, variação negativa -0,1%. 
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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 48500.007047/2019-16 
Tabela 22. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
VI. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
90. 
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 019/2001-ANEEL. 
 
VII. CONCLUSÃO 
 
2. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 019/2001-ANEEL, no 
que constam dos Processos nº 48500.004626/2020-32 e nº 48500.000556/2021-24, e nas 
informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da EPB, a vigorar 
a partir de 28 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 7,08%, sendo de 9,09%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 6,53%, 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; 
 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
350.403
           
1.542.544
        
1.892.948
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
148.274
           
1.494.948
        
1.643.222
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(10.669)
            
502.877
           
492.208
           
Subsídio Rural
155.181
           
1.428.196
        
1.583.377
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
464.794
           
2.443.198
        
2.907.992
        
Total
1.107.983
        
7.411.763
        
8.519.746
        
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Número: 48581.001266/2021-00
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 3 50.403 1 .542.544 1 .892.948
Subsídio Geração Fonte Incentivada 1 48.274 1 .494.948 1 .643.222
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 10.669) 5 02.877 4 92.208
Subsídio Rural 1 55.181 1 .428.196 1 .583.377
Subsídio Irrigante/Aquicultor 4 64.794 2 .443.198 2 .907.992  
Total 1 .107.983 7 .411.763 8 .519.746  
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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 48500.007047/2019-16 
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 EPB, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária; 
 
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
f) pela fixação do componente T e do componente Pd do Fator X em 0,94% e 0,91%, 
respectivamente;  
 
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 
9,5835% 
9,5835% 
9,5835% 
9,5835% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
6,2779% 
6,2779% 
6,2778% 
6,2779% 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAUJO SILVA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
MARCELO HLEBETZ DE SOUZA 
Especialista em Regulação  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
 
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Número: 48581.001266/2021-00
    2021      2022      2023      2024  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  9,5835%      9,5835%      9,5835%      9,5835%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  6,2779%      6,2779%      6,2778%      6,2779%    
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Processo nº 48500.007047/2019-16 
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 – PRORET18 , 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 A 
Procedimentos Gerais 
2.0 
18/03/2020 
2.2 A 
Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis 
2.0 
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 A 
Fator X 
3.0 
19/03/2020 
2.6 
Perdas de Energia 
2.0 
06/05/2015 
2.7 A 
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 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5.  Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - 
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 
 
18 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
2.1 A      Procedimentos Gerais      2.0      18/03/2020    
2.2 A      Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis      2.0      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 A      Fator X      3.0      19/03/2020    
2.6      Perdas de Energia      2.0      06/05/2015    
2.7 A      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 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5. Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva -      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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* 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 48500.007047/2019-16 
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 e Permissionárias 
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 componentes: 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 componente, 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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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 e Permissionárias  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; 
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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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 A 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+ 𝑹𝑰    
(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;  
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica; e 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
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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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; (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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i) quota anual de CDE Uso, homologada pela REH 2.358, de 19/12/2017. Essa cota é 
paga por todos os agentes que atendem consumidores finais cativos e livres no Sistema 
Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas 
de distribuição e transmissão de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos 
objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, 
conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada 
pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
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 
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sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência 
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN. 
 
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. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT 
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
34. 
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  
 
35. 
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. 
 
36. 
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 
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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 define as Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Transmissão para cada ciclo publicadas anualmente. 
 
37. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo são obtidos 
de resolução homologatória específica publicada anualmente, além de considerar as informações 
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
b. Custo de Conexão 
 
38. 
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. 
 
39. 
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. 
 
40. 
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. 
 
41. 
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  
 
42. 
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. 
 
 
 
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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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d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição 
 
43. 
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. 
 
3. Compra de Energia 
 
44. 
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. 
 
45. 
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”.  
 
46. 
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. 
 
47. 
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 
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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 
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 
 
48. 
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 
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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. 
 
49. 
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. 
 
50. 
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 
 
51. 
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.  
 
52. 
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 
 
53. 
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. 
 
54. 
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. 
 
55. 
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 
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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. 
 
56. 
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 
da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não 
técnicas tiverem crescido.  
 
57. 
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 
 
58. 
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. 
 
59. 
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. 
 
60. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits19 considerando o período de 
referência em questão.  
 
61. 
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.  
 
19 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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62. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
D. Cômputo da Parcela B 
 
1. Custos Operacionais 
 
63. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 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.  
 
64. 
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.   
 
65. 
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.   
 
66. 
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.   
 
67. 
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.  
 
68. 
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) 
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onde: 
∆𝐶𝑂: trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
5%: variação máxima admissível; 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
 
: meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
69. 
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.  
 
70. 
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) 
 
71. 
Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração 
Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória. 
 
72. 
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. 
 
73. 
A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos 
seguintes grupos de contas do AIS e Intangível: 
 
I – Intangível – Software, Outros; 
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II – Terrenos – Administração;  
III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;  
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;  
V – Veículos; e 
VI – Móveis e utensílios. 
74. 
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. 
 
75. 
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. 
 
76. 
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). 
 
77. 
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.  
 
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78. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) são remunerados 
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não 
destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros 
disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais. 
 
b. Remuneração do Capital (RC) 
 
79. 
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. 
 
80. 
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; 
 
81. 
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.  
 
82. 
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, em um 
período de 4 anos consecutivos. 
 
83. 
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 
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ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte 
equação: 
 
𝒓𝑷= 𝒓𝑵𝑻𝑵−𝒃+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒑𝒓𝑨      
 (11) 
 
onde:  
rP: remuneração do capital próprio; 
rNTN-b: remuneração do título público brasileiro; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença de 
referência entre o rm (taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de 
retorno do ativo livre de risco estadunidense); e 
prA: prêmio de risco da atividade. 
 
84. 
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: 
 
𝒓𝑻= 𝒓𝑫𝒆𝒃+ 𝒄𝒆𝑫𝒆𝒃     
  (12) 
 
onde:  
rT: remuneração do capital de terceiros; 
rDeb: rentabilidade das debêntures; e 
ceDeb: custo de emissão das debêntures. 
 
85. 
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% 
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Custo de Capital    
Proporção de Capital Próprio (P)
Proporção de Capital de Terceiros (D)  57,82%
42,18%  
Remuneração do título público brasileiro (r )
NTN-b
Beta médio alavancado ()
Prêmio de risco do mercado EUA (r - r)
m f
Prêmio de risco da atividade (r )
A
Prêmio de risco do negócio e financeiro ()  5,83%
0,4480
6,46%
0,51%
3,40%  
Custo de capital próprio    9,23%
Debêntures (r )
Deb
Custo de emissão (ce )
Deb
Impostos  6,73%
0,37%
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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86. 
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: 
 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é =
(𝑷𝑽
⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽
⁄ )∙𝒓𝒅
𝟏−𝑻
      
 (13) 
 
87. 
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%. 
 
88. 
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. 
 
89. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais - RCOE – é calculado conforme equação abaixo. 
 
𝑹𝑪𝑶𝑬 =
𝑷𝑹𝑴−𝑷𝑹𝑷
𝟏−𝒕
× 𝟎, 𝟓× 𝑷×
𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃       (14) 
 
onde: 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
PRM: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro; 
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+Br; 
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
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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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𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos; e 
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta. 
 
c. Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 
 
90. 
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. 
 
91. 
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. 
 
92. 
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 novembro 
de 2009. 
 
d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) 
 
93. 
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.  
 
94. 
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. 
 
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95. 
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:  
 
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% 
 
96. 
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. 
 
97. 
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 
 
98. 
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) 
 
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  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
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onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no 
PRORET submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual 
pertence à empresa. 
 
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 
 
99. 
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. 
 
100. 
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) 
 
101. 
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”, 
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que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida 
por conta e risco das concessionárias. 
 
102. 
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. 
 
103. 
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. 
 
104. 
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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E. FATOR X 
 
105. 
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. 
 
106. 
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. 
 
107. 
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. 
 
108. 
O componente T e Pd é definido “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 
 
109. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T 
 
110. 
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.D.1 deste anexo.  
 
3. Componente de Qualidade do Serviço – Q 
 
111. 
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. 
 
112. 
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. 
 
113. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme 
equação abaixo: 
 
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+  𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥  (21) 
 
114. 
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 seguir20:  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
20 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 
 
 
115. 
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 
 
116. 
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 PRORET21. 
 
117. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste ou 
revisão tarifária anual são:  
 
 
 
 
 
 
21 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 
 
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 Selic22. 
 
➢ Em observância ao Submódulo 4.2 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.  
 
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 
 
22 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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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. 
O repasse da sobrecontratação de energia e da exposição ao mercado de curto prazo 
é realizado sob a forma de dois componentes financeiros composto pelas seguintes parcelas: (i) 
apuração do resultado financeiro, decorrente das compras e vendas no mercado de curto prazo, 
considerando a receita de bandeiras da parcela de exposição; e (ii) ajuste do resultado financeiro, 
descrito no item (i), observando os limites de repasse de sobrecontratação de energia e de 
exposição voluntária, após a finalização dos resultados no ano civil. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET23.  
 
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia 
 
123. 
Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou 
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da sobrecontratação de 
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das 
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
6. Demais Componentes Financeiros - DCF 
 
124. 
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 
PRORET24 e devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário. 
  
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
125. 
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. 
 
 
23 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
24 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2019845_Proret_Submod_4_4_V5.pdf 
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126. 
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. 
 
127. 
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. 
 
128. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, 
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta 
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e 
do cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
129. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o 
Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes 
sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural 
e; serviço público de irrigação. 
 
130. 
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 II 
Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP 
 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens 
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os 
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do 
PRORET25. 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 4,15%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será 
capturada na apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
 
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para 
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no 
cálculo do saldo de CVA. 
 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 6,54% e 
está detalhado no gráfico a seguir:  
 
25 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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Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 2,54% 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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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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. 
 
 
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$4
-R$2
R$0
R$2
R$4
R$6
R$8
R$10
R$12
R$14
R$16
R$18
jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21 fev-21 mar-21 abr-21 mai-21
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho 
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros 
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos.  
 
Compra de Energia 
 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de 
compra de energia da distribuidora.  
 
 
 
R$0
R$1
R$1
R$2
R$2
R$3
R$3
R$4
R$4
R$5
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Pág 59 da Nota Técnica no 185/2021-SGT/ANEEL, de 16/08/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.007047/2019-16 
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 
 
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.  
 
172
171
169
174
179
190
192
199
185
182
183
189
183
183
184
194
194
194
194
194
194
194
194
194
 (45)
 (40)
 (35)
 (30)
 (25)
 (20)
 (15)
 (10)
 (5)
 -
150
155
160
165
170
175
180
185
190
195
200
205
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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                                            189                        
                                                                    
                                                                    
                                              185            183          
                                                                    
                      179                              182                
                                                                    
                                                                    
                174                                                    
                                                                    
    171      169                                                          
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
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Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
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.  
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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 3,73% 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 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  
 
0
50
100
150
200
250
300
350
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da 
CVA. 
 
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia por modalidade de compra de energia, segregado em Método 2 e 3 
 
 
Glosa de Energia 
 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma 
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
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Resultado no Mercado de Curto Prazo 
 
16. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os 
seguintes resultados: 
 
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/06/2020 e 
01/05/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -3.336.637,49 a 
preços de agosto/2021. 
 
• Para o ano civil de 2016 e 2017: Após a publicação do Despacho 2.508/20, houve 
o recálculo das sobrecontratações de 2016 e 2017, resultando em um valor atualizado de R$ 
12.023.010,20 (base: agosto/2021). 
 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 42.581 MWh, que 
representa 0,94% 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. 
 
• 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$ -10.579,53. 
 
17. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de 
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
 
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Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
18. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de 
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro 
no mercado de curto prazo26 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
 
26 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
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
R$ 1,8
R$ 1,2
R$ 1,0
R$ 0,4
R$ 0,2
-R$ 0,9
R$ 0,1
R$ 1,6
-R$ 0,8
-R$ 3,2
-R$ 2,8
-R$ 0,7
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
mai/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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R  $ 1,  8
R  $ 1,  2 R  $ 1,  R
0
R$ 0,4 R$ 0,2 R$ 0,1  $ 1,  6        
-R$ 0,9 -R$ 0,8                        -R$ 0,7
-R                  $ 3,  -R
2  $ 2,  8
                        
                        
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Conta Bandeira 
 
19. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar 
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. 
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta 
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens 
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta 
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
Tabela 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 
 
 
 
20. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada 
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta 
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF e Usinas 
Repactuadas foi de 2,63%. 
 
21. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, 
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e 
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 3,08%27.  
 
27 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*
3,29%
Risco Hidrológico de CCGF
1,32%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
1,85%
Risco Hidrológico de Itaipu
0,00%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade)
0,13%
II - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico
-3,20%
Risco Hidrológico de CCGF
-1,39%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
-1,81%
Risco Hidrológico de Itaipu
0,00%
III - Receitas de MCP e ESS
2,54%
Resultado MCP
R$8.675.793,17
Diferença de Preços entre Submercados**
R$22.463.702,87
ESS + CONER
R$25.642.624,34
IV - Custo não coberto pelas bandeiras e previsão (I + II + II
2,63%
Risco Hidrológico de CCGF
-2,09%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
1,04%
Risco Hidrológico de Itaipu
0,00%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade)
3,68%
* Já descontada as receitas da Conta Bandeira
** Valor considerado em conjunto com o MCP na apuração da Conta Bandeira
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Itens Impacto
I - Impacto na CVA* 3,29%
II - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico -3,20%
Risco Hidrológico de CCGF -1,39%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas -1,81%
Risco Hidrológico de Itaipu 0,00%
III - Receitas de MCP e ESS 2,54%
Resultado MCP
ESS + CONER
IV - Custo não coberto pelas bandeiras e previsão (I + II + III) 2,63%
Risco Hidrológico de CCGF -2,09%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas 1,04%
Risco Hidrológico de Itaipu 0,00%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) 3,68%
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Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
22. 
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. 
 
Tabela I.10
Item
Impacto
Diferença entre preço realizado e tarifa de cobertura
-0,49%
CCEAR-Q/MCSD
-0,14%
MCSD EN 
-0,30%
CCEN 
-0,04%
Itaipu 
0,00%
Bilateral 
-0,01%
CCGF 
0,00%
GP
0,00%
MVE
0,00%
Suprimento
0,00%
CCEAR-A
0,00%
Método 3
3,56%
Efeito Disponibilidade CCEN
0,02%
Risco Hidrológico e CCEAR-D*
2,63%
Demais Custos
0,91%
Total
3,08%
* Efeito conjungado do Método 2 e 3 para o CCEAR-D
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 DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, MARCELO HLEBETZ DE SOUZA
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Número: 48581.001266/2021-00
Item  Impacto
Diferença entre preço realizado e tarifa de cobertura -0,49%  
  
DOCSUuMpENeTrOin AtSeSnINdAêDnOc DiaIG dITeAL GMeENsTtãE oPO TRa:rifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.007047/2019-16  
DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, MARCELO HLEBETZ DE SOUZA  
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