* 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 
 
               48581.001626/2021-00 
 
Nota Técnica n° 240/2021-SGT/ANEEL 
Em 18 de outubro de 2021. 
 
 
Processo nº: 48500.005026/2020-91 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à ENEL Distribuição Goiás – ENEL GO e demais 
providências pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 
2021. 
 
 
I -  DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL Distribuição 
Goiás – ENEL GO, a vigorar a partir de 22 de outubro de 2021, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sexta do 
Contrato de Concessão de Distribuição 063/2000 e seus termos aditivos e de acordo com a metodologia 
de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual é sintetizada no Anexo I 
desta Nota Técnica. 
 
II -  DOS FATOS 
 
2. 
A ENEL GO, sediada na cidade de Goiânia/GO, atende aproximadamente 3,2 milhões de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual 
na ordem de R$ 6,5 bilhões. 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
   Fonte: SAMP – competência agosto/2021. 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
2.724.386
392.292
33,5%
Industrial
8.951
359.255
30,7%
Comercial
203.801
132.618
11,3%
Rural
209.366
168.111
14,4%
Iluminação Pública
272
55.830
4,8%
Poder Público
19.030
27.968
2,4%
Serviço Público
3.021
33.052
2,8%
Demais classes
512
1.724
0,1%
Total 
3.169.339
1.170.850
100%
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Fls. 2 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.791, de 20/10/2020, o reajuste tarifário 
Anual da ENEL GO representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no RTA de 2019 de 
4,28%.  
 
4. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico 
para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
 
5. 
Em 14/09/2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de reajuste tarifário 
da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e a Superintendência 
de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
6. 
Em virtude da crise de saúde pública, a SGT não realizou reunião presencial com os 
representantes da ENEL GO, de modo que os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste 
tarifário anual, seu calendário referencial e demais interações foram realizadas mediante comunicação 
eletrônica, além de reunião por teleconferência realizada em 25/08/20213. 
 
7. 
O Memorando nº 152/2021-SRM/ANEEL4, de 16/09/2021, informou que a empresa não 
possui contrato bilateral de compra e venda de energia. 
 
8. 
Em 28/09/2021, a SGT recebeu o Memorando nº 278/2021-SFF/ANEEL5, com os valores 
das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, além das 
informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras relativas 
à ENEL GO.  
 
9. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis 
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela 
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as 
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste 
ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a 
 
 
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
3 Notas de Reunião (SIC 48581.001471/2021-00). 
4 Documento SIC nº 48580.000732/2021-00. 
5 Documento SIC nº 48536.003460/2021-00. 
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Fls. 3 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram 
incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados no tópico IV.6, referente a Componentes 
Financeiros e respectiva análise. 
 
10. 
A ENEL GO encaminhou mensagem eletrônica datada de 26 de abril de 2021, em resposta 
ao Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL6, na qual informa que acerca das receitas previstas no 
§3º do Art.70-A e no §7º do Art. 88 da REN 414/2010, o saldo contabilizado até a competência de 
dezembro/2020 é de R$ 6.383.724,05 e R$3.444.042,62. 
 
11. 
Em 13 de outubro de 2021 a concessionária protocolou a Carta Enel 210-2021-RB7, solicitou 
diferimento dos custos de Itaipu mediante utilização do saldo de Bônus de Itaipu, conforme detalhado na 
análise de resultados. 
 
12. 
Em 13 de outubro de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ENEL GO8 
as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.  
 
13. 
Em 11/10/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF 9 , a ENEL GO encontra-se adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste 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. 
 
 
III -  DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
14. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL GO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 16,45%, sendo de 14,21%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 17,32%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 2: Efeito médio  
 
 
 
 
6 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48513.028136/2021-00. 
8 Documento SIC nº 48581.001595/2021-00. 
9 Documento SIC nº 48581.001584/2021-00.  
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
14,21%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
17,32%
Efeito Médio AT+BT
16,45%
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
15. 
O efeito médio de 16,45% decorre:  
 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcelas A e B, calculados conforme estabelecido no 
contrato de concessão, para a formação da Receita Requerida;  
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que 
vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
16. 
Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
depende do grupo e modalidade tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos 
pelos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo 
variações.  
 
17. 
Essa diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve, em especial: (i) a elevação 
dos custos de energia (TE), incluindo a CVA Energia e o financeiro da previsão do Risco Hidrológico, que 
afeta os consumidores cativos, de Baixa Tensão; (ii) início do recolhimento do encargo CDE Conta Covid, 
cuja arrecadação é realizada considerando componente TE na mesma proporção dos benefícios 
concedidos, 53,4%; e (iv) a diminuição dos custos de rede básica e conexão, decorrente do reperfilamento 
dos custos de RBSE, que beneficia mais fortemente os consumidores livres. 
 
18. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 4,21%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 3,31%, conforme 
a Tabela 3 seguinte: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.002.345.718
      
5,82%
4,21%
71,2%
Encargos Setoriais
1.255.525.229
      
20,83%
3,31%
17,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8.947.845
              
13,30%
0,02%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
760.871.550
         
1,59%
0,18%
10,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
97.392.142
           
1,49%
1,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
111.573.359
         
1,71%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
83.924.380
           
-31,48%
-0,59%
1,2%
PROINFA
129.054.252
         
24,38%
0,39%
1,8%
P&D e  Eficiência Energética 
63.761.701
           
13,89%
0,12%
0,9%
Custos de Transmissão
642.971.594
         
-12,68%
-1,43%
9,1%
Rede Básica
331.986.779
         
-12,84%
-0,75%
4,7%
Rede Básica Fronteira
166.526.011
         
-13,70%
-0,40%
2,4%
Rede Básica ONS (A2)
2.987.562
              
24,89%
0,01%
0,0%
MUST Itaipu
47.400.207
           
-11,40%
-0,09%
0,7%
Transporte de Itaipu
57.113.895
           
-21,46%
-0,24%
0,8%
Conexão
16.322.354
           
-8,27%
-0,02%
0,2%
Uso do sistema de distribuição e CCD
20.634.785
           
28,68%
0,07%
0,3%
Custos de Aquisição de Energia
3.065.446.394
      
5,01%
2,24%
43,6%
Receitas Irrecuperáveis
38.402.500
       
18,20%
0,09%
0,5%
PARCELA B
2.028.077.769
      
11,94%
3,31%
28,8%
IRT
7.030.423.486
      
7,52%
7,52%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
377.465.728
         
5,77%
CVA em processamento - Energia
594.324.780
         
9,09%
CVA em processamento - Transporte
84.951.023
           
1,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
187.937.806
         
2,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(3.684.661)
            
-0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.850.949)
            
-0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
4.831.087
              
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(12.401.555)
          
-0,19%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
1.214.639
              
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(41.409.143)
          
-0,63%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCE
2.858.704
              
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
318.795.526
         
4,88%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
81.053
                   
0,00%
Ajuste CUSD
4.761.238
              
0,07%
Repasse de compensação DIC/FIC
(890.363)
                
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(572.090)
                
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(263.968.385)
        
-4,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(8.506.976)
            
-0,13%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(24.957.882)
          
-0,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setor
(45.517.155)
          
-0,70%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(7.602.207)
            
-0,12%
Penalidade de Universaliização (parcela 4 de 5)
(3.151.369)
            
-0,05%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de cons
(14.114.849)
          
-0,22%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(133.945.019)
        
-2,05%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(259.717.525)
        
-3,97%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
3,16%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
16,45%
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Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 5 .002.345.718 5,82% 4,21% 71,2%  
Encargos Setoriais 1 .255.525.229 20,83% 3,31% 17,9%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8 .947.845 13,30% 0,02% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 7 60.871.550 1,59% 0,18% 10,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 9 7.392.142 1,49% 1,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 1 11.573.359 1,71% 1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 8 3.924.380 -31,48% -0,59% 1,2%
PROINFA 1 29.054.252 24,38% 0,39% 1,8%
P&D e Eficiência Energética 6 3.761.701 13,89% 0,12% 0,9%  
Custos de Transmissão 6 42.971.594 -12,68% -1,43% 9,1%  
Rede Básica 3 31.986.779 -12,84% -0,75% 4,7%
Rede Básica Fronteira 1 66.526.011 -13,70% -0,40% 2,4%
Rede Básica ONS (A2) 2 .987.562 24,89% 0,01% 0,0%
MUST Itaipu 4 7.400.207 -11,40% -0,09% 0,7%
Transporte de Itaipu 5 7.113.895 -21,46% -0,24% 0,8%
Conexão 1 6.322.354 -8,27% -0,02% 0,2%
Uso do sistema de distribuição e CCD 2 0.634.785 28,68% 0,07% 0,3%  
Custos de Aquisição de Energia 3 .065.446.394 5,01% 2,24% 43,6%  
Receitas Irrecuperáveis 38.402.500 18,20% 0,09% 0,5%  
PARCELA B 2 .028.077.769 11,94% 3,31% 28,8%  
IRT 7 .030.423.486 7,52% 7,52% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 377.465.728 5,77%  
CVA em processamento - Energia 594.324.780 9,09%
CVA em processamento - Transporte 8 4.951.023 1,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 87.937.806 2,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 3.684.661) -0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia ( 1.850.949) -0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 4 .831.087 0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 12.401.555) -0,19%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 1 .214.639 0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 41.409.143) -0,63%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEA R ) 2 .858.704 0,04%
Previsão de Risco Hidrológico 3 18.795.526 4,88%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 8 1.053 0,00%
Ajuste CUSD 4 .761.238 0,07%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 890.363) -0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 572.090) -0,01%
Reversão do Risco Hidrológico ( 263.968.385) -4,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 8.506.976) -0,13%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 24.957.882) -0,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoria i s ( 45.517.155) -0,70%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 7.602.207) -0,12%
Penalidade de Universaliização (parcela 4 de 5) ( 3.151.369) -0,05%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consu m i d o( 1re4s.1 (1R4EN.8 4397)6 e 414) -0,22%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu ( 133.945.019) -2,05%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica ( 259.717.525) -3,97%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 3,16%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 16,45%  
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Fls. 6 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
19. 
O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
20. 
Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 26,6% para o ICMS e 
4,3% para o PIS e COFINS (total de 30,9% por dentro), o que equivale a uma majoração de 44,6% por fora 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
21. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão da ENEL GO nos últimos dez anos, 97,30%, comparada com a variação do IGP-M 
(132,70%) e IPCA (78,12%) no mesmo período. 
 
Custo de 
Distribuição
28,8%
Custo de 
Energia
43,6%
Custo de 
Transporte
9,1%
Encargos 
Setoriais
17,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
Custo de       
Distribuição; 
19,9%
Custo de            
Energia; 
30,1%
Custo de     
Transmissão; 
6,3%
Encargos          
Setoriais; 
12,3%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,4%
ICMS; 
26,6%
PIS/COFINS; 
4,3%
Tributos; 
30,9%
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Fls. 7 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
 
Gráfico 3: Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)  
 
 
IV -  DA ANÁLISE 
 
IV.1. Metodologia Aplicada 
 
22. 
Conforme detalhado no Anexo I. 
 
 
IV.2. Período de Referência 
 
23. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ENEL GO é de outubro/2020 a 
setembro/2021. 
 
 
IV.3. Receita Anual 
 
24. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
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, 
representando um faturamento anual de R$ 6.538.922.512, conforme demonstrado na Tabela a seguir. 
 
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Fls. 8 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
Tabela 4: Mercado no Período de Referência 
 
 
IV.4. PARCELA A 
 
IV.4.1. Encargos Setoriais 
 
25. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 5: Encargos Setoriais 
 
 
26. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 3,31%. Nesse ponto, 
destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de componente nova do Encargo CDE, 
aqui denominado CDE - Conta COVID, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme 
disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio 
do caixa das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta 
Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid alocada na TUSD são, respectivamente, de 1,71% e 
1,49%. 
 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
10.927.931
        
5.836.198.163
    
A2   (88 a 138 kV)
15.107
                
5.775.684
            
A3   (69 kV)
2.243
                  
730.936
                
A3a (30 kV  a 44 kV)     
822.796
             
410.313.709
        
A4   (2,3 kV a 25 kV)
1.544.895
          
829.803.169
        
BT  (menor que 2,3 kV)
8.542.889
          
4.589.574.665
    
Livres A1
-
                      
293.750
                
Demais Livres
3.604.436
          
630.357.033
        
Distribuição
7.675
                  
974.031
                
Geração
-
                      
71.099.536
          
Total
14.540.041
        
6.538.922.512
    
Encargos Setoriais
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8.947.845
            
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
969.837.051
        
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
83.924.380
          
DSP nº 2.690/2021
PROINFA
129.054.252
        
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
63.761.701
          
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
1.255.525.229
    
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Número: 48581.001626/2021-00
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 1 0.927.931 5.836.198.163
A2 (88 a 138 kV) 1 5.107 5.775.684
A3 (69 kV) 2 .243 7 30.936
A3a (30 kV a 44 kV) 8 22.796 4 10.313.709
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1 .544.895 8 29.803.169
BT (menor que 2,3 kV) 8 .542.889 4.589.574.665
Livres A1 - 2 93.750
Demais Livres 3 .604.436 6 30.357.033
Distribuição 7 .675 9 74.031
Geração - 71.099.536
Total 1 4.540.041 6.538.922.512
Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8.947.845 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 9 69.837.051 REH 2.864/2021 e DSP 939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 83.924.380 DSP nº 2.690/2021
PROINFA 1 29.054.252 ReH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 63.761.701 Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários 1.255.525.229
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Fls. 9 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
IV.4.2. Transmissão 
 
27. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste 
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
 
28. 
Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de -12,68% correspondem a um efeito 
médio de -1,43%. Destacam-se os custos com a Rede Básica e Rede Básica Fronteira, com impacto 
conjunto de -1,15%, devido à aplicação das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do 
Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, publicadas por meio das Resoluções 
homologatórias nº 2.896/2021 e 2.895/2021, respectivamente. 
 
29. 
Destaca-se o reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados 
referente a Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e nas 
novas Receitas Anuais Permitidas (RAPs) das concessionárias de transmissão. 
 
30. 
Explica-se que o reperfilamento da dívida em questão10 permitiu um menor pagamento do 
saldo devedor da RBSE nos ciclos tarifários de 2021-22 e 2022-23, período em que se espera uma pressão 
 
 
10 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. A diferença entre a remuneração indicada 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 no período 
entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a compensação nos anos subsequentes. 
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Rede Básica
380.901.526
        
331.986.779
     
Rede Básica Fronteira
192.958.907
        
166.526.011
     
Rede Básica ONS (A2)
2.392.094
            
2.987.562
          
MUST Itaipu
53.496.172
          
47.400.207
        
Transporte de Itaipu
72.722.661
          
57.113.895
        
Conexão
17.794.158
          
16.322.354
        
Uso do sistema de distribuição
16.035.183
          
20.634.785
        
Total dos Custos de Transporte
736.300.701
        
642.971.594
     
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Número: 48581.001626/2021-00
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)
Rede Básica 3 80.901.526 3 31.986.779
Rede Básica Fronteira 1 92.958.907 1 66.526.011
Rede Básica ONS (A2) 2 .392.094 2 .987.562
MUST Itaipu 5 3.496.172 4 7.400.207
Transporte de Itaipu 7 2.722.661 5 7.113.895
Conexão 1 7.794.158 1 6.322.354
Uso do sistema de distribuição 1 6.035.183 2 0.634.785
Total dos Custos de Transporte 7 36.300.701 6 42.971.594
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário 2023-24 até 2027-28, quando se 
encerra o pagamento. 
 
 
IV.4.3. Compra de Energia 
 
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário  
da ENEL GO. 
 
Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
 
32. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da ENEL GO para atendimento 
ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de 
venda da concessionária. 
 
Tabela 8: Energia Requerida (MWh) – DRP 
 
 
 
 
 
 
 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
4,40%
4,40%
REH 2.470/2017
Técnica (s/ merc. injetado)
9,45%
9,45%
REH 2.470/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,83%
1,83%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
8.542.889
8.542.889
SAMP
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
10.927.931
          
10.927.931
          
Fornecimento
10.927.931
          
10.927.931
          
Consumidores Livres
3.612.110
            
3.612.110
            
Perdas Totais
2.189.696
            
2.189.696
            
Perdas Rede Básica
235.569
                
235.569
                
Perdas na Distribuição
1.954.127
            
1.954.127
            
Perda Não Técnica
376.084
                
376.084
                
Perda Técnica
1.578.043
            
1.578.043
            
Energia Requerida
13.117.627
          
13.117.627
          
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia 
 
Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 
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 2.815/2020 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Tarifas 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Tarifas 
Previsão SGT 
Bilaterais 
Montante e preço 
Memorando nº 152/2021-SRM/ANEEL 
 
33. 
A Tabela a seguir demonstra o resumo dos 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. 
 
Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
34. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a ENEL GO, em função do 
Mercado de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$3.065.446.394,12 e levaram a uma variação 
no efeito médio de 2,24%, com efeitos mais expressivos de CCEAR por disponibilidade, 1,68% . 
 
35. 
A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra 
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
8.940.197
                      
7.489.796
                      
250,13
           
1.873.435.204
    
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.442.487
                      
4.559.532
                      
289,25
           
1.318.856.861
    
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.557.000
                      
1.304.402
                      
234,55
           
305.949.510
       
Madeira e Belo Monte
1.940.710
                      
1.625.862
                      
152,92
           
248.628.833
       
Energia Base
6.664.699
                      
5.627.831
                      
211,81
           
1.192.011.190
    
Cota Angra I/Angra II
476.057
                         
398.825
                         
249,64
           
99.562.654
         
Cotas Lei n º 12783/2013
3.318.203
                      
2.779.878
                      
122,65
           
340.949.252
       
Itaipu (tirando as perdas)
2.596.938
                      
2.175.627
                      
345,42
           
751.499.284
       
PROINFA
273.501
                         
273.501
                         
-
                  
-
                        
Total
15.604.895
                   
13.117.627
                   
233,69
           
3.065.446.394
    
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Número: 48581.001626/2021-00
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020  
  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 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Tarifas      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Tarifas      Previsão SGT  
  Bilaterais      Montante e preço      Memorando nº 152/2021-SRM/ANEEL  
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 8 .940.197 7 .489.796 2 50,13 1 .873.435.204  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 5 .442.487 4 .559.532 289,25 1 .318.856.861
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 1 .557.000 1 .304.402 2 34,55 305.949.510
Madeira e Belo Monte 1 .940.710 1 .625.862 1 52,92 248.628.833  
Energia Base 6 .664.699 5 .627.831 2 11,81 1 .192.011.190  
Cota Angra I/Angra II 476.057 398.825 2 49,64 99.562.654
Cotas Lei n º 12783/2013 3 .318.203 2 .779.878 1 22,65 340.949.252
Itaipu (tirando as perdas) 2 .596.938 2 .175.627 3 45,42 751.499.284
PROINFA 273.501 273.501 - -  
Total 15.604.895 13.117.627 2 33,69 3 .065.446.394  
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Fls. 12 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia  
 
 
 
                                        Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia 
 
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis 
 
36. 
Para a ENEL GO, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por 
classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
4.890.615
           
5.442.487
           
11,3%
269,12
                
289,25
                
7,5%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.540.968
           
1.557.000
           
1,0%
216,06
                
234,55
                
8,6%
Madeira e Belo Monte
1.940.710
           
1.940.710
           
0,0%
141,16
                
152,92
                
8,3%
Cota Angra I e Angra II
466.797
               
476.057
               
2,0%
269,75
                
249,64
                
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
3.302.195
           
3.318.203
           
0,5%
114,72
                
122,65
                
6,9%
Itaipu
2.562.447
           
2.596.938
           
1,3%
355,24
                
345,42
                
-2,8%
Proinfa
269.566
               
273.501
               
1,5%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(1.855.671)
          
(2.487.268)
          
34,0%
225,70
                
238,67
                
5,7%
TOTAL
13.117.627
         
13.117.627
         
0,0%
222,54
                
233,69
                
5,0%
2,24%
1,68%
0,36%
0,28%
-0,11%
0,30%
-0,26%
-0,01%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Proinfa
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Número: 48581.001626/2021-00
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  
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
Itaipu
Proinfa  4 .890.615 5.442.487 11,3%
1 .540.968 1.557.000 1,0%
1 .940.710 1.940.710 0,0%
4 66.797 4 76.057 2,0%
3 .302.195 3.318.203 0,5%
2 .562.447 2.596.938 1,3%
2 69.566 2 73.501 1,5%  2 69,12 2 89,25 7,5%
2 16,06 2 34,55 8,6%
1 41,16 1 52,92 8,3%
2 69,75 2 49,64 -7,5%
1 14,72 1 22,65 6,9%
3 55,24 3 45,42 -2,8%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  (1.855.671) (2.487.268) 34,0%  2 25,70 2 38,67 5,7%  
TOTAL  1 3.117.627 1 3.117.627 0,0%  2 22,54 2 33,69 5,0%  
2,24%
1,68%
0,36%
0,28% 0,30%
-0,01%
-0,11%
-0,26%
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Fls. 13 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
 
37. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da ENEL GO é de 
R$38.402.500, contribuindo para o efeito médio de 0,09% no atual reajuste. 
 
IV.5. PARCELA B 
 
38. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros 
associados: 
 
Tabela 13: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
39. 
A atualização da Parcela B representou 3,31% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IPCA, de 10,25% no período de referência, descontada do Fator X, além do 
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
2.997.282.820
              
0,46%
23.494.581
         
Industrial
907.481.870
                 
0,37%
5.776.716
            
Comercial
1.005.023.900
              
0,36%
6.241.806
            
Rural
928.736.250
                 
0,16%
2.608.006
            
Iluminação Pública
199.450.054
                 
0,00%
3.436
                    
Poder Público
224.086.185
                 
0,07%
277.956
               
Serviço Público
194.345.037
                 
0,00%
-
                        
Demais
82.516.395
                    
0,00%
-
                        
TOTAL 
6.538.922.512
              
-
                              
38.402.500
         
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
1.811.777.260
      
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,04872
                 
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
1.900.047.892
  
SGT/ANEEL
(4) IPCA
10,25%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
-1,53%
(5.1) Componente Pd do Fator X
0,81%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
-1,84%
REH 2.470/2017
(5.3) Componente Q do Fator X
-0,49%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
95.671.287
       
(6.1) Outras Receitas (OR)
59.112.347
           
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
18.778.646
           
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
17.780.294
           
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
2.028.077.769
      
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Número: 48581.001626/2021-00

Fls. 14 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de 
Demanda (UD). 
 
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
40. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 14: Componentes Financeiros  
 
 
41. 
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de 5,77% no atual reajuste da ENEL GO. Destaca-se, com 
valores positivos, a CVA Energia em processamento com efeito de 9,09%, em decorrência da diferença 
entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente 
incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
594.324.780
       
9,09%
CVA em processamento - Transporte
84.951.023
          
1,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
187.937.806
       
2,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(3.684.661)
           
-0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.850.949)
           
-0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
4.831.087
            
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(12.401.555)
        
-0,19%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
1.214.639
            
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(41.409.143)
        
-0,63%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.858.704
            
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
318.795.526
       
4,88%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
81.053
                  
0,00%
Ajuste CUSD
4.761.238
            
0,07%
Repasse de compensação DIC/FIC
(890.363)
              
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(572.090)
              
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(263.968.385)
      
-4,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(8.506.976)
           
-0,13%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(24.957.882)
        
-0,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(45.517.155)
        
-0,70%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(7.602.207)
           
-0,12%
Penalidade de Universaliização (parcela 4 de 5)
(3.151.369)
           
-0,05%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidor
(14.114.849)
        
-0,22%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(133.945.019)
      
-2,05%
Financeiro de Bandeira Escassez Hidrica
(259.717.525)
      
-3,97%
Total
377.465.728
       
5,77%
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Número: 48581.001626/2021-00
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 594.324.780 9,09%
CVA em processamento - Transporte 8 4.951.023 1,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 187.937.806 2,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 3.684.661) -0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia ( 1.850.949) -0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 4.831.087 0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (12.401.555) -0,19%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 1.214.639 0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia (41.409.143) -0,63%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2.858.704 0,04%
Previsão de Risco Hidrológico 318.795.526 4,88%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 8 1.053 0,00%
Ajuste CUSD 4.761.238 0,07%
Repasse de compensação DIC/FIC (890.363) -0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR (572.090) -0,01%
Reversão do Risco Hidrológico (263.968.385) -4,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 8.506.976) -0,13%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (24.957.882) -0,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais (45.517.155) -0,70%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 7.602.207) -0,12%
Penalidade de Universaliização (parcela 4 de 5) ( 3.151.369) -0,05%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidore s ( R E (N14 3.17164 e. 844194)) -0,22%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu (133.945.019) -2,05%
Financeiro de Bandeira Escassez Hidrica (259.717.525) -3,97%  
Total 3 77.465.728 5,77%  
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Fls. 15 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
42. 
Destaca-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo da 
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo 
tarifário. 
 
Mitigação dos efeitos tarifários  
 
43. 
 Conforme reportado no início desta Nota técnica, foram estudados e elaborados 
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com intuito de 
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-
financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, juntamente com a reversão dos 
valores transferidos à ENEL GO no âmbito da Conta COVID, foram incorporados a esse processo tarifário, 
contribuindo substancialmente para a redução tarifária e estão detalhados abaixo. 
 
Reversão dos valores da Conta COVID 
 
44. 
Merece destaque os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores transferidos 
para a ENEL GO de recursos da Conta COVID. Os montantes em questão equivalem à diferença entre a 
totalidade dos valores recebidos pela ENEL GO da Conta COVID e os considerado no processo tarifário de 
2020, devidamente atualizados pela SELIC, totalizando um impacto estimado de -1,32% neste reajuste 
tarifário.  
 
Outros mecanismos de mitigação do efeito tarifário 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e 376/2009)   
 
45. 
Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade 
tarifária, associados RENs 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. 
 
46. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício nº 08/2021-
SGT/SRD/SFF/ANEEL, a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020, 
conforme reportado no parágrafo 10, o qual atualizado representa R$14.114.849, contribuindo para 
redução do efeito em -0,22%. 
 
47. 
Cumpre ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização 
da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.  
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Número: 48581.001626/2021-00

Fls. 16 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
Diferimento de Saldo de Itaipu (Efeito do Decreto nº 10.665/2021):   
 
48. 
Em 31 de março de 2021, foi publicado o Decreto Federal nº 10.665, de 31/03/2021, que 
possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à 
Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de 
Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários 
realizados e projetados para o período do diferimento. 
 
49. 
Por intermédio da Carta CTA-DFFO – 0889/202111, a Eletrobrás informou que, de acordo 
com o Fluxo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, o resultado 
da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, após a inadimplência, é de R$ 978.000.890,10. 
 
50. 
Adicionalmente, por e-mail12, o Ministério de Minas e Energia informou a ANEEL sobre 
excedentes financeiros da ordem de USD 100,0 milhões (previstos para os próximos 8 meses) que 
poderiam ser disponibilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras, nos termos do Decreto 
nº 10.665, de 31 de março de 2021. 
 
51. 
Por meio da Carta Enel SP 210-2021-RB/202113, de 13 de outubro de 2021, a ENEL GO 
registrou seu parecer quanto à utilização no atual processo tarifário do diferimento previsto no Artigo 2º 
do Decreto nº 10.665/2021. O valor considerado nesta RTA foi de R$133.945.019, correspondendo à uma 
redução de 2,05% no efeito tarifário médio. 
 
52. 
Ressalta-se que a SGT está instruindo o processo nº 48500.001671/2021-16, por meio do 
qual detalhará o cálculo e os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de 
Itaipu para a modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à 
Eletrobrás. 
 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.  
 
53. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/2021 14 , estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/2021 a abril/2022.  
 
 
 
11 Documento Sic nº 48513.009692/2021-00 
12 Documento Sic. nº 48581.000686/2021-00 
13 Documento SIC nº 48513.028136/2021-00. 
14 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3 
da CREG. 
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Fls. 17 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
54. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado 
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de 
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.  
 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº 
8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por 
megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:  
(...)  
 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e 
despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.  
 
55. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas, 
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.   
 
56. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem 
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários.  
 
57. 
No processo da ENEL GO, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada 
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência 
de julho.  Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da 
CVA será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.   
 
58. 
Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela 
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que 
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.  
 
59. 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) 
e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se 
um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/2021 a junho/2022, a fim de expurgar 
dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.  
 
60. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário 
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não 
cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. No processo 
tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.  
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Fls. 18 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
61. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário, 
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, de R$ 259.717.525,05, dividido em 
componentes de Energia e ESS, que contribuem para redução do efeito médio de 3,97%, conforme 
indicado na Tabela 14. 
 
 
Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão  
 
62. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre 
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública 
nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado à 
conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado à 
respectiva ação judicial.  
 
63. 
A reversão em favor da modicidade de valores decorrentes de ação judicial movida pela 
ENEL GO contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS nas contas de 
energia não foi viabilizado até o momento para aplicação no RTA de 2021 da ENEL GO, apesar dos esforços 
da ANEEL junto a concessionária e Governo do Estado de Goiás15.  
 
 
Bandeiras tarifárias 
 
64. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para 
que a tarifa da ENEL GO não sofresse aumento adicional médio de 4,63%. 
 
 
 
V -  SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
65. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de outubro/2021 a setembro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse 
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período 
de outubro/2020 a setembro/2021. 
 
 
15 Registro em reunião da ANEEL com a Enel de 4/10/2021, referente à disponibilização de créditos de PIS/COFINS: "Em 
8/6/2021 a ENEL GO recebeu a Notificação1/2021 GAPGE-10030, da Procuradoria Geral do Estado de Goiás, que "solicitou 
que a Enel se abstenha: (i) de receber ou por qualquer meio dispor dos direitos de crédito reconhecidos no processo; (ii) de 
requerer ou admitir a compensação, o ressarcimento ou o reembolso do crédito acima referido." 
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Fls. 19 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
 
VI -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
66. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta dos Contratos de Concessão nº 063/2000. 
 
VII -  DA CONCLUSÃO 
 
67. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 063/2000, no que consta 
do Processo nº 48500.005026/2020-91 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da ENEL GO, correspondendo a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 16,45% sendo de 14,21% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 17,32% em média para aqueles 
conectados em Baixa Tensão (BT); 
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL GO; 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária. 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
2.344.857
        
12.107.762
     
14.452.619
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
104.284
           
2.053.359
        
2.157.643
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(5.929)
              
1.104.940
        
1.099.011
        
Subsídio Rural
710.560
           
7.560.369
        
8.270.929
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
641.801
           
6.664.677
        
7.306.478
        
Total
3.795.572
        
29.491.108
     
33.286.680
     
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Número: 48581.001626/2021-00
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 2 .344.857 12.107.762 14.452.619
Subsídio Geração Fonte Incentivada 104.284 2 .053.359 2 .157.643
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (5.929) 1 .104.940 1 .099.011
Subsídio Rural 710.560 7 .560.369 8 .270.929
Subsídio Irrigante/Aquicultor 641.801 6 .664.677 7 .306.478  
Total 3 .795.572 29.491.108 33.286.680  
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Fls. 20 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
VIII -  DA RECOMENDAÇÃO 
 
68. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
(Assinado digitalmente) 
RICARDO MARTINS 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
 
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 21 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
Equipe 
Atividade 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador - Processos Tarifários 
Leonardo de Araújo Silva 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Ricardo Martins  
Técnico Responsável 
Cecília Magalhães Francisco 
 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Diego Luis Brancher 
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária 
Marco Aurélio Silva dos Santos 
Aline Oliveira Moura 
Suporte – Sistemas 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização -  
Andrey Vinícius Altoé 
CVA 
Fabiano Costa Camilo 
Contratos CCEAR 
Vinícius Menezes Rodovalho 
Descontratações - REN 711/2016 
Leonardo de Paiva Rodrigues 
Encargos de Transmissão 
 
 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP 
 
 
 
 
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Número: 48581.001626/2021-00
Equipe  Atividade
Francisco de Mattos Faé  Coordenador - Processos Tarifários
Leonardo de Araújo Silva
Ricardo Martins
Cecília Magalhães Francisco  Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável
Robson Kuhn Yatsu
Diego Luis Brancher
Marco Aurélio Silva dos Santos  Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Aline Oliveira Moura  Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes
Andrey Vinícius Altoé
Fabiano Costa Camilo
Vinícius Menezes Rodovalho  Coordenador – Encargos e Comercialização -
CVA
Contratos CCEAR
Descontratações - REN 711/2016
Leonardo de Paiva Rodrigues  Encargos de Transmissão
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Fls. 22 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário 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 deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 16, 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 RTA de concessionárias de distribuição com as 
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
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 - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
 
 
16 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação AC8D24830061C62F
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Número: 48581.001626/2021-00
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
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 - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
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Fls. 23 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
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 dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
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 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme 
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração 
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o 
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de 
Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: 
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de 
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital 
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica. 
 
8. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada 
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: 
 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
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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 dos custos de Compra de Energia  1.0  28/03/2016  
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        
10.2    Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  23/03/2015  
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Fls. 24 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
RR: Receita Requerida; 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o 
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação 
setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na 
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação 
da Inflação (IVI) e o Fator X; 
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do 
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento 
tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo 
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de 
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão 
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da 
ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados 
no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões 
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes 
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de 
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário 
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta 
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o 
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 25 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
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.  
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
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 e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
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: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 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: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• 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;  
• 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 pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;  
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Fls. 26 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
• 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  
• 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. 
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. 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. 
 
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia 
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em 
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução 
Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário 
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. 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; 
 
 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
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Fls. 27 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
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; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 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; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos 
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como 
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos 
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência 
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de 
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a 
operação do sistema de transmissão; e a 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; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 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; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
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.  
 
 
 
17. 
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 
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Fls. 28 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica 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. 
 
19. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL 
por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio 
de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão 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 das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
22. 
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. 
 
 
 
 
23. 
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, 
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Fls. 29 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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. 
 
24. 
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. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional 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. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição 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. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
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. 
 
28. 
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”.  
 
 
 
29. 
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. 
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Fls. 30 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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30. 
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:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos 
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto 
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
• 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; 
 
• Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para 
o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
• 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 encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do 
PRORET; 
 
• 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; a metodologia para o cálculo 
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET; 
 
 
• 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;  
 
• 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 
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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; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 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; 
 
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram 
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no 
Art. 15 do mesmo decreto;  
 
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
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 (técnicas e não técnicas na distribuição 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. 
 
32. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no 
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante 
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas 
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
33. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da 
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
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de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica17.  
 
34. 
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. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
O Art. 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. 
 
36. 
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. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 18 considerando o período de 
referência em questão.  
 
38. 
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.  
 
39. 
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.  
 
 
 
17 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da 
referida instalação. 
18 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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III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A 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
}  
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. 
 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela 
“B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma: 
 
 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓     
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de 
potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
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Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e 
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo 
2.7A; e 
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da 
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1,  definido como:  
 
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário. 
 
44. 
O Fator X19 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no 
Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados 
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e 
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula 
abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
45. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia 
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades 
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras. 
 
 
 
19 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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46. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação 
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
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 obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET20. 
 
49. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário 
anual são:  
 
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade 
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula 
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais 
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 
 
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da 
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindo-
se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio 
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada 
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, 
de 24/1/2002. 
• A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de 
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da 
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 
 
 
20  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 
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• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o 
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada 
especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, 
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes 
financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 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 tarifário anual são atualizados 
pela Selic21. 
• Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na 
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de 
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela Superintendência 
de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, foi utilizado banco 
de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao cálculo do saldo 
de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.  
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos no 
citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar ou 
retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
 
 
21 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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Fls. 37 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta 
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo 
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de 
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET22, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
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. 
 
51. 
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. 
 
52. 
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. 
 
53. 
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.  
 
 
 
 
22 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
54. 
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. 
 
55. 
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. 
 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201623, de 14 de junho de 2016, publicar 
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as 
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com 
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
58. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as 
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma 
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE 
sobre as glosas realizadas. 
 
 
 
 
 
23 Publicada em 16 de junho de 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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ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO 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 PRORET24. No 
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela II.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 5,15%. 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 13,26% e está 
detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
24 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela aplicação do 
Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2, é apurada a diferença entre 
o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura 
tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.  
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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Gráfico II.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 4,63% 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 II.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 II.2. II.3 e Tabela II.3. 
 
 
Gráfico II.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$10
R$0
R$10
R$20
R$30
R$40
R$50
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
 
Gráfico II.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela II.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$8
-R$6
-R$4
-R$2
R$0
R$2
R$4
R$6
R$8
R$10
R$12
R$14
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
TabelaI 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 II.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
374
193
191
201
220
212
226
219
202
199
208
244
216
200
200
200
207
222
222
222
222
222
222
222
222
222
 (100)
 (80)
 (60)
 (40)
 (20)
 -
 20
 40
0
50
100
150
200
250
300
350
400
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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  244                                                                        
  220222 222 226222 219222 222 222 222
200 193200 200 201207 212 202 199 208                                                                  222 216      
  191                                                                        
                                                                          
                                                                          
                                                                          
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11. 
A Tabela II.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3, 
cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela II.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados 
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
 
Tabela II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
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12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra 
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura 
tarifária econômica concedida.  
 
Gráfico II.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 9,09% pode ser segregado para cada 
tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação da 
receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-D, Risco 
Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas, conforme 
custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão detalhados no gráfico a seguir a 
seguir.  
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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Gráfico II.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
 
14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela II.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia, 
segregado em Método 2 e 3 
 
 
15. 
Verifica-se que o grande impacto na CVA Energia se deve ao item “Risco Hidrológico e 
CCEAR-D”. Após a repactuação do Risco Hidrológico, onde o risco da não geração passou para o 
consumidor, e, considerando as defasagens existentes entre a geração contratada e a geração efetiva 
(GSF), temos que nos últimos anos o impacto tem sido relevante para o consumidor neste item.  
 
Glosa de Energia 
 
16. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga real 
inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
 
 
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Fls. 48 Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, de 18/10/2021. 
 
 
* 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 48500.005026/2020-91 
Tabela II.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
17. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi 
calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes 
resultados: 
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/08/2020 e 01/07/2021, com base em 
dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -39.591.116,91 a preços de outubro/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 1.574.552 MWh, que representa 12% do Mercado 
Regulatório. Como não houve ainda a definição do Despacho de involuntariedade para 2021, não haverá 
nenhum ajuste, permanecendo o valor como provisório. 
• 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$ 
2.043.354,89. 
 
18. 
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 II.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
19. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra 
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado 
de curto prazo25 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no 
gráfico anterior.  
 
Gráfico II.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
 
25 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
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
R$ 18,9
R$ 8,1
-R$ 3,8
-R$ 32,5
-R$ 5,4
R$ 0,8
R$ 9,3
R$ 18,7
R$ 16,5
R$ 7,4
-R$ 8,6
-R$ 42,5
0
100
200
300
400
500
600
700
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
mai/21
jun/21
jul/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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R  $ 18  ,9 R$              18  ,7                
                                    
      R$ 8,  1 R      $ 9,  3    R$  16  ,5
R  $ 7,  4        
-R$ 3,8            R$ 0,8
-R$ 5,4 -R                  $ 8,  6    
-R          $ 32  ,5                        
            -R                      $ 42  ,5
                                    
                                    
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Conta Bandeira 
20. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as 
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. Também 
devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta Bandeira, pois 
pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens de custos são 
considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta forma, a tabela a 
seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
Tabela II.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de 
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
21. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no 
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o 
Itens
Impacto
I - Impacto na CVA*
7,77%
Risco Hidrológico de CCGF
1,90%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
2,75%
Risco Hidrológico de Itaipu
1,88%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade)
1,23%
II - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico
-4,04%
Risco Hidrológico de CCGF
-1,30%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
-1,72%
Risco Hidrológico de Itaipu
-1,01%
III - Receitas de MCP e ESS
2,04%
Resultado MCP
-R$41.409.143,32
Diferença de Preços entre Submercados**
R$54.561.559,53
ESS + CONER
R$120.327.978,07
IV - Custo não coberto pelas bandeiras e previsão (I + II + III) 
5,77%
Risco Hidrológico de CCGF
0,93%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas
1,60%
Risco Hidrológico de Itaipu
1,34%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade)
1,91%
* 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* 7,77%
II - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico -4,04%
Risco Hidrológico de CCGF -1,30%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas -1,72%
Risco Hidrológico de Itaipu -1,01%
III - Receitas de MCP e ESS 2,04%
Resultado MCP
ESS + CONER
IV - Custo não coberto pelas bandeiras e previsão (I + II + III) 5,77%
Risco Hidrológico de CCGF 0,93%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas 1,60%
Risco Hidrológico de Itaipu 1,34%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) 1,91%
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                                 Processo nº 48500.005026/2020-91 
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi 
de 5,77%.  
22. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já 
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e ESS/CONER, 
chegando a um percentual líquido de 7,09%26.  
Tabela II.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
23. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, de 
forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite de 
sobrecontratação involuntária para o período. 
 
 
 
26 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.  
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 DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, ANDREY VINICIUS ALTOE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, RICARDO MARTINS
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