VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.004632/2022-51 
 
INTERESSADOS: Concessionárias de geração alocadas no regime de cotas, de distribuição de energia 
elétrica, CCEE e consumidores. 
 
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
 
ASSUNTO: Estabelecimento da Receita Anual de Geração (RAG) para as usinas hidrelétricas alocadas em 
regime de cotas, nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2022 a 30 de junho 
de 2023. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
Os Termos Aditivos aos Contratos de Concessão de Geração das usinas hidrelétricas que 
aceitaram a prorrogação das concessões, com a alocação integral de suas garantias físicas de energia e de 
potência, doravante garantia física, no regime de cotas, nos termos da Lei nº 12.783, de 11/01/2013, 
estabeleceram o regime de tarifa regulada em que essas usinas recebem a Receita Anual de Geração 
(RAG) fixada pela ANEEL.  
 
2. 
Esse regime foi estendido para os prestadores temporários do serviço de geração de 
energia elétrica nos termos da Portaria nº 117, de 5 de abril de 2013, do Ministério de Minas e Energia 
(MME).  
 
3. 
As concessionárias com Contratos de Concessão celebrados mediante os Leilões nº 
02/2014, nº 12/2015 e nº 01/2017 também recebem a RAG proporcional à disponibilização da garantia 
física no regime de cotas. 
 
4. 
A Resolução Normativa ANEEL (REN) nº 541, de 12 de março de 2013, estabelece as 
disposições relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por 
concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013. 
 
5. 
Informa-se que, por meio do Despacho nº 569, de 3 de março de 2021, em função da 
extinção da outorga, foi suspensa a operação comercial da usina hidrelétrica Macaco Branco a partir de 
janeiro de 2021. Desse modo não cabe definição de RAG para a referida usina, conforme Despacho nº 
848/2021.

6. 
A Resolução Homologatória ANEEL (REH) nº 2.902, de 20 de julho 2021, estabeleceu os 
valores de RAG das usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas, nos termos da Lei nº 12.783/2013, 
para o período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022. 
 
7. 
 Por meio da Resolução nº 15, de 31de agosto de 2021, posteriormente modificada pela 
Resolução nº 30 de 21 de dezembro de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definiu 
as regras de descotização das usinas das Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobras) nos termos da Lei nº 
14.182, de 12 de julho de 2021. 
 
8. 
A Portaria nº 559/GM/MME, de 20 de outubro de 2021, modificada pela Portaria nº 
642/GM/MME, de 19 de abril de 2022, estabeleceu as condições para a outorga de novos contratos de 
concessão cujo objeto é o conjunto de usinas hidrelétricas da Companhia Estadual de Geração (CEEE-G). 
 
9. 
A REH nº 2.981, de 7 de dezembro de 2021, fixou o valor da Tarifa Atualizada de Referência 
(TAR) para o ano de 2022. 
 
10. 
Na sequência, a REN nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022, consolidou a versão 2.1C do 
Submódulo 12.1 e a versão 1.0C do Submódulo 12.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), 
que regulamentam as metodologias de revisão e os procedimentos de reajuste das receitas anuais de 
geração das usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física da Lei nº 12.783, de 
2013.   
 
11. 
Por meio da Portaria nº 647/GM/MME, de 5 de maio de 2022, o MME atribuiu a prestação 
temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Paraibuna à Cesp, com início 
em 4 de junho de 2022, com vistas a garantir a continuidade do serviço até a assunção de novo 
concessionário. 
 
12. 
A Portaria MME nº 656, de 21 de junho de 2022, revogou a Portaria nº 190, de 2020, que 
atribuiu a prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Paranoá à 
Ceb Geração S.A, com início em 30 de abril de 2020, em decorrência da prorrogação do Contrato de 
Concessão nº 01/2016-ANEEL nos termos do art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. 
 
13. 
Em 23 de junho de 2022, por meio das Notas Técnicas nº 74/2022 -SRG/ANEEL e nº 75/2022 
-SRG/ANEEL1, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) apresentou as informações 
sobre os índices de desempenho para aferição do padrão de qualidade das usinas cotistas. Por meio da 
Nota Técnica nº 84/2022-SRG/ANEEL, de 07/07/2022, a SRG complementou as informações da Nota 
Técnica nº 75/2022-SRG/ANEEL. 
 
14. 
Por meio da Nota Técnica nº 121/2022-SGT/ANEEL, de 11/07/2022, a SGT apresentou o 
cálculo dos valores da RAG aplicáveis ao período de 01 de julho de 2022 a 30 de junho de 2023. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
 
1 SIC 48550.000633/2022-00, SIC 48550.000635/2022-00 e SIC 48550.000683/2022-00, respectivamente.

II.1. Aspectos Gerais do Reajuste 
 
15. 
Conforme o regime instituído, os valores de RAG para as usinas hidrelétricas com contratos 
de concessão prorrogados, em prestação temporária dos serviços de geração de energia elétrica e para a 
usina Três Irmãos2 devem ser calculados considerando-se os valores do Custo da Gestão dos Ativos de 
Geração (GAG), acrescidos dos Encargos de Uso e Conexão, da Parcela de Ajuste por Indisponibilidade 
Apurada ou Desempenho Apurado (AjI), da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e 
dos custos associados aos programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).  
 
16. 
O Submódulo 12.1 do PRORET define que o valor de GAG é composto pelas parcelas de 
GAGO&M, destinada à cobertura dos custos operacionais, de GAG Melhorias, destinada a cobertura dos 
investimentos em melhorias ao longo da concessão, e de Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis 
(CAIMI), destinada à cobertura dos investimentos de curto período de recuperação como software e 
veículos. 
 
17. 
Para as usinas hidrelétricas com contratos de concessão celebrados nos termos dos Leilões 
nº 12/2015 e nº 01/2017, a RAG é composta pelos componentes já destacados, agregada em parcela única 
de GAG que incorpora a cobertura dos custos com operação e manutenção e as remunerações referentes 
aos investimentos em melhorias e de curto período de recuperação, conforme regra definida nos 
processos licitatórios. Além disso, nos referidos certames foi acrescentada a parcela Retorno da 
Bonificação pela Outorga (RBO) na RAG desse conjunto de usinas. 
 
18. 
Neste processo não será definido RAG para as usinas cotistas da CEEE-G referente ao 
período de janeiro a junho de 2023 em decorrência do comando da Portaria nº 559/GM/MME, de 2021, 
que estabelece a migração das usinas da CEEE-G para o regime de Produção Independente de Energia 
(PIE) de energia a partir de 1º de janeiro de 2023.  
 
19. 
Em caso de alteração dessa data, deverá ser estabelecida RAG para o novo período de 
permanência de suas usinas no regime de cotas, limitado à data de 30 de junho de 20233.   
 
20. 
Com o processo de capitalização da Eletrobras, novos contratos foram celebrados em 17 
de junho 2022 e o regime de exploração de suas usinas mudou para PIE. Com isso, a Cláusula Terceira dos 
novos contratos4 estabeleceu a regra de descotização nos termos da Resolução nº 15/2021 do CNPE. 
Nessa resolução é definido que o processo de descotização inicia-se em janeiro/2023 com a redução de 
20% ao ano da garantia física alocada no regime de cotas. Por isso, os valores de RAG das usinas da 
Eletrobras serão reduzidos também na mesma proporção. 
 
21. 
Outra alteração trazida pela Portaria nº 656/2022 do MME que revogou a Portaria nº 
190/2020, atribuiu a prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica 
Paranoá à Ceb Geração S.A, com início em 30 de abril de 2020. A revogação se deu em virtude da 
 
2 A usina hidrelétrica Três Irmãos teve o contrato de concessão celebrado mediante a realização do Leilão nº 02/2014. 
3 Valores de RAG a vigorarem a partir de 1º de julho de 2023 serão homologados no processo da RAG para o ciclo 2023/2024. 
4 Contrato de Concessão nº 01/2022-ANEEL-Chesf, Contrato de Concessão nº 02/2022-ANEEL-Eletronorte e Contrato de 
Concessão nº 03/2022-ANEEL-Furnas.

prorrogação do Contrato de Concessão nº 01/2016-ANEEL, que formalizou a prorrogação da concessão 
da UHE Paranoá por 30 anos contados a partir de 30 de abril de 2020 nos termos do art. 1º da Lei nº 
12.783, de 11 de janeiro de 2013. 
 
22. 
Como a data de início de vigência do contrato prorrogado é retroativa à entrada da usina 
no regime de cotas como designada, e a parcela de GAG definida na portaria de designação é o mesmo 
valor estabelecido no contrato de concessão, verifica-se que não há ajustes a fazer nos valores de RAG 
homologados para a usina Paranoá na vigência da Portaria nº 190/2020 e que a regra de reajuste 
estabelecido no contrato para os dois primeiros anos foram observados nos processos de reajuste da RAG 
de 2020 e 2021.  
 
23. 
Dessa forma, os valores de RAG homologados para a usina Paranoá por meio das REH nº 
2.689, de 2020, nº 2.746, de 2020, e nº 2.902, de 2021, ficam ratificados na vigência do Primeiro Termo 
Aditivo ao Contrato de Concessão nº 01/2016-ANEEL. 
 
24. 
Por fim, os custos relativos às contribuições PIS/COFINS e à Compensação Financeira pelo 
Uso dos Recursos Hídricos (CFURH) devem ter a cobrança autorizada pela ANEEL, sem, todavia, 
integrarem a RAG calculada pela Agência.  
 
II.2. Aspectos Específicos do Reajuste 
25. 
No resultado da Audiência Pública nº 16/2017, que tratou do processo de revisão da 
metodologia da RAG, foi estabelecida uma trajetória para a parcela de GAGO&M até o ciclo 2022/2023 a 
preços de julho/2017. No presente processo considerou-se os valores estabelecidos nessa AP para o ciclo 
2022/2023 corrigidos pelo IPCA para preços de julho/2022.  
 
26. 
Para as usinas que recebem a parcela de GAGO&M e não foram objeto do processo de 
revisão de 2018, os valores homologados pela REH nº 2.902, de 2021, foram corrigidos pelo IPCA 
acumulados nos últimos 12 meses. 
  
27. 
Nos processos de reajuste, as parcelas de GAG Melhorias e de CAIMI são corrigidas pelo 
IPCA acumulado em 12 meses, observado o limite mínimo de R$ 42.000,00 estabelecido no Submódulo 
12.1 do PRORET para essa última parcela.  
 
28. 
A usina hidrelétrica Paraibuna foi alocada no regime de cotas, na condição de prestação 
temporária dos serviços de geração de energia elétrica, em 4 de junho de 2022 conforme Portaria nº 647, 
de 5 de junho de 2022, do MME. Neste primeiro processo de reajuste as parcelas de GAG da usina 
Paraibuna não serão reajustadas em observância ao § 3 do Art 6º do Anexo da Portaria nº 117/2013 do 
MME.  
 
29. 
Em 2020 foi aprovada a revisão do WACC da geração com efeitos retroativos à revisão da 
RAG de 2018. Como essa alteração afeta os cálculos dos valores de GAG melhorias, de CAIMI e da parcela 
AjI, foi apurado um componente financeiro referente às diferenças apuradas nos processos da RAG de 
2018 e 2019 e definido a incorporação desse financeiro em três parcelas até o ciclo 2022/2023. Ressalta-

se que os valores da terceira parcela devidos às usinas da CEEE-G foram antecipados no ciclo 2021/2022 
e, por isso, não considerados neste processo. 
 
30. 
A parcela de GAG Melhorias e a parcela referente aos investimentos em bens reversíveis 
não amortizados, não depreciados e não indenizados, aprovados no ciclo 2021/2022 para a usina Pery, 
foram corrigidos pelo IPCA acumulado no período de julho/2021 a julho/2022. 
 
31. 
Para as usinas hidrelétricas com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017, 
as parcelas de GAG e de RBO, homologadas no processo anterior pela REH nº 2.902, de 2021, foram 
corrigidos pelo IPCA para preços de julho/2022.  
 
32. 
A cobertura dos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição 
foram calculados com base nas tarifas e nos custos de conexão homologadas pela ANEEL5, considerando 
os sistemas acessados por cada usina hidrelétrica, conforme procedimentos estabelecidos no Submódulo 
12.2 do PRORET. Como a cobertura dos custos de conexão foram retificados pela REH nº 2.959, de 2021, 
após a homologação da RAG do ciclo 2021/2022, a SGT informou que a cobertura desse ciclo foi ajustada 
e as diferenças aplicadas para o ciclo 2022/2023, exceto para as usinas da CEEE-G cujos ajustes foram 
realizados por meio da REH nº 3.010, de 2022. 
 
33. 
O Despacho nº 1.218, de 2018, determinou a celebração de CUSD, perfil carga, entre a 
EMAE e a ENEL SP referente às usinas elevatórias de Pedreira e Traição, integrantes do Complexo Henry 
Borden. Com isso, foi definida a cobertura econômica referente a esse CUSD na RAG do Complexo Henry 
Borden para o ciclo 2022/2023, acrescido do ajuste entre a cobertura concedida para o ciclo 2021/2022 
e os valores realizados com base nas faturas apresentadas pela EMAE, do período de junho/2021 a 
maio/2022. 
 
34. 
Por meio do Despacho nº 1.898, de 2021, a diretoria da ANEEL decidiu dar provimento ao 
pedido de reconsideração da UHE São Simão Energia S.A. e determinou que fosse reconhecido financeiro 
relativo ao CUSD assinado com a distribuidora Cemig Distribuição S.A.. Pela deliberação, o referido 
financeiro deve ser retroativo a vigência definida no CUSD, reconhecido em duas parcelas e incorporado 
nos processos subsequentes da RAG.  
 
35. 
Neste processo está sendo reconhecida a segunda parcela a partir da apuração do valor 
definitivo desse financeiro, com base na documentação apresentada pelo gerador, descontado as 
coberturas econômicas e financeiras incorporadas nos ciclos 2020/2021 e 2021/2022 e sem impostos 
conforme previsto na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão nº 01/2017. 
 
36. 
A RAG homologada para os ciclos 2020/2021 e 2021/2022 definiu a cobertura do EUSD 
para as usinas Paranoá e Jaguari. A SGT verificou que as REH nº 2.625, de 2019, nº 2.879, de 2020, nº 
2.629, de 2019 e nº 2.790, de 2020, que homologam as TUSD das distribuidoras CEB e EDP SP aplicadas 
para esses geradores, não estão concatenas com o ciclo da RAG que vai de 1º de julho a 30 de junho do 
ano seguinte. Por isso, foi incorporado no ciclo 2022/2023 componente financeiro para ajustar as 
coberturas do EUSD dessas usinas. 
 
5 Os processos de reajuste da TUST e da Receita Anual Permitida (RAP) tiveram deliberação na 25º RPO de 2022.

37. 
A Parcela de Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado (AjI) é 
considerada na RAG de cada usina, observando o período de carência para aplicação e as fórmulas de 
cálculo definidas na REN nº 541, de 2013, para as usinas com e sem despacho centralizado pelo ONS. 
Dessa forma, os parâmetros de indisponibilidade foram calculados pela SRG e seus impactos aplicados à 
RAG conforme estabelecido nessa resolução normativa. 
 
38. 
Após apurado o resultado, por usina hidrelétrica, foram aplicados os encargos setoriais 
TFSEE e P&D.  Em 17 de junho de 2022, as usinas da Chesf, Eletronorte e Furnas, até então com contratos 
prorrogados sob o regime de cotas, celebraram novos contratos na condição de PIE em função do 
processo de capitalização da Eletrobras. Dessa forma, aplicou-se a regra estabelecida no Submódulo 5.5 
do PRORET para o cálculo da cobertura da TFSEE dessas usinas, apurada a partir de 17 de junho de 2022 
com base na metodologia prevista para a condição de PIE. 
 
39. 
Atualmente é destinado a consumidores não cotistas cerca de 2,209% da garantia física das 
usinas da Chesf, nos termos da Lei nº 13.182/2015, o que representa montante de 115,274 MWm de 
garantia física não alocado no regime de cotas. Com a alteração dos montantes de garantia física das 
usinas da Chesf a partir de janeiro/2023, estabelecida na Resolução nº 15, de 2021, do CNPE, a SRM 
informou à SGT que o montante não alocado no regime de cotas passará de 115,274 MWm para 94,067 
MWm a partir dessa data, o que mantém a redução de 2,209% na RAG das usinas da Chesf. 
 
40. 
Por fim, com o início do processo de descotização das usinas da Eletrobras, a partir de 
janeiro/2023, os valores de RAG dessas usinas para o período de julho a dezembro de 2022 são integrais. 
Para os valores janeiro a junho de 2023 aplicou o redutor de 20% em função do que consta no § 10 do 
Art. 2º da Resolução Nº 15/2021 do CNPE. Procedimento semelhante adotado na definição do MWh 
usado no cálculo da tarifa. 
 
II.3. Resultados 
 
41. 
A RAG para o ciclo 2022/2023 resultou em R$ 10.466.319.012,25 (dez bilhões quatrocentos 
e sessenta e seis milhões trezentos e dezenove mil e doze reais e vinte e cinco centavos), o que representa 
aumento de 7,31% em relação a receita homologada para o ciclo 2021/2022, cuja composição é dada 
pelos itens destacados no Gráfico 1. 
Gráfico 1 – Composição da RAG do ciclo 2022/2023

Fonte: Nota Técnica nº 121/2022-SGT/ANEEL. 
 
42. 
Destaca-se no Gráfico 1 que a parcela de RBO, destinada para as 33 usinas hidrelétricas 
com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017, representa aproximadamente 35% da RAG 
apurada para o ciclo 2022/2023. A parcela de GAG desse grupo de usinas corresponde a 12% e a parcela 
de GAG do grupo de usinas prorrogadas, na condição de prestação temporária e usina Três Irmãos 
representa 28% da receita, sendo que na sua decomposição temos a participação de 11% de GAGO&M, de 
15% de GAG Melhorias e de 2% do CAIMI. 
 
43. 
O custo com transporte representa 21% da RAG, sendo que está concentrado nos custos 
com uso e conexão do sistema de transmissão cuja participação na receita é de aproximadamente 20%. 
Por fim, a parcela AjI alcançou 2% e a cobertura com os encargos setoriais TFSEE e P&D, com os financeiros 
e a parcela de investimentos não depreciados e não amortizados da usina Pery representam 2% da RAG. 
 
44. 
Na Tabela 1 é apresentada a variação dos componentes da RAG entre os valores 
homologados em julho/2021, pela REH nº 2.902, de 2021, e os valores para o ciclo 2022/2023 com as 
respectivas contribuições no aumento da RAG de 7,31%. 
 
 
 
 
 
Tabela 1: Variação dos componentes e contribuição no reajuste da RAG 
GAG 
(licitadas)
12%
RBO
35%
TRANSPORTE
21%
AjI
2%
TFSEE+P&D+Outros
2%
GAG O&M
11%
GAG Melhorias
15%
CAIMI 2%
GAG (Prorrogadas, 
temporárias e Três 
Irmãos)
28%

COMPONENTES DA RAG  
 Variação   Contribuição 
no Reajuste  
 Participação na 
Receita  
GAG - Usinas Licitadas a partir de 2015 
11,89% 
1,41% 
12,33% 
 Leilão n° 12/2015  
11,89% 
0,92% 
8,06% 
 Leilão n° 01/2017  
11,89% 
0,49% 
4,28% 
RBO 
11,89% 
3,94% 
34,54% 
 Leilão n° 12/2015  
11,89% 
2,58% 
22,60% 
 Leilão n° 01/2017  
11,89% 
1,36% 
11,94% 
GAG O&M 
0,90% 
0,10% 
10,72% 
 Prorrogadas + usina Três Irmãos  
0,17% 
0,02% 
10,52% 
 Prestação Temporária  
64,75% 
0,08% 
0,20% 
GAG Melhorias 
1,79% 
0,29% 
15,20% 
 Prorrogadas + usina Três Irmãos  
1,46% 
0,23% 
15,03% 
 Prestação Temporária  
43,42% 
0,05% 
0,17% 
CAIMI 
1,47% 
0,03% 
1,82% 
 Prorrogadas + usina Três Irmãos  
1,09% 
0,02% 
1,81% 
 Prestação Temporária  
86,51% 
0,01% 
0,01% 
 Parcela invest. em bens reversíveis não 
amortizados, não depreciados  
11,89% 
0,02% 
0,18% 
 Prorrogadas + usina Três Irmãos  
11,89% 
0,02% 
0,18% 
 Prestação Temporária  
- 
- 
- 
ENCARGOS DE TRANSPORTE 
5,45% 
1,17% 
21,18% 
 ENCARGOS DE TRANSMISSÃO  
5,53% 
1,11% 
19,71% 
 ENCARGOS DE DISTRIBUIÇÃO  
4,43% 
0,07% 
1,48% 
Ajuste por Indisponibilidade - AjI 
19,83% 
0,37% 
2,09% 
 Prorrogadas + usina Três Irmãos  
27,36% 
0,44% 
1,90% 
 Leilão n° 12/2015  
-9,12% 
-0,02% 
0,23% 
 Leilão n° 01/2017  
- 
-0,04% 
-0,04% 
 Prestação Temporária  
11,89% 
-0,00% 
-0,00% 
TFSEE+P&D+Financeiros 
-0,98% 
-0,02% 
1,94% 
 RAG PARA O CICLO 2022/2023  
  
7,31% 
100,00% 
Fonte: Nota Técnica nº 121/2022-SGT/ANEEL. 
 
45. 
Observa-se na Tabela 1 que o reajuste da RAG para o ciclo 2022/2023 é de 7,31%, o que 
totaliza R$ 10,47 bilhões. Contribui para esse resultado o reajuste das parcelas de GAG e RBO do grupo 
das usinas licitadas a partir de 2015 pelo IPCA acumulado em 12 meses de 11,89% com contribuição no 
reajuste de 1,41% e 3,94%, respectivamente.   
 
46. 
O grupo das usinas prorrogadas, na condição de prestação temporária e da usina Três 
Irmãos recebem as coberturas de GAGO&M, de GAG Melhorias e CAIMI. Essas três parcelas apresentaram 
variações abaixo da inflação acumulada nos últimos 12 meses, devido, principalmente, ao processo de 
descotização que estabeleceu a redução de 20% da RAG das usinas da Eletrobras a partir de janeiro de 
2023. Com isso, a contribuição dessas parcelas no reajuste da RAG é de 0,42%. A RAG das usinas da 
Eletrobras com contratos prorrogados representou cerca de 38% da RAG total do ciclo 2021/2022.
COMPONENTES DA RAG      Variação        Contribuição      Participação na  
              no Reajuste      Receita  
  GAG - Usinas Licitadas a partir de 2015      11,89%      1,41%      12,33%  
  Leilão n° 12/2015      11,89%      0,92%      8,06%  
  Leilão n° 01/2017      11,89%      0,49%      4,28%  
  RBO      11,89%      3,94%      34,54%  
  Leilão n° 12/2015      11,89%      2,58%      22,60%  
  Leilão n° 01/2017      11,89%      1,36%      11,94%  
  GAG O&M      0,90%      0,10%      10,72%  
  Prorrogadas + usina Três Irmãos      0,17%      0,02%      10,52%  
  Prestação Temporária      64,75%      0,08%      0,20%  
  GAG Melhorias      1,79%      0,29%      15,20%  
  Prorrogadas + usina Três Irmãos      1,46%      0,23%      15,03%  
  Prestação Temporária      43,42%      0,05%      0,17%  
  CAIMI      1,47%      0,03%      1,82%  
  Prorrogadas + usina Três Irmãos      1,09%      0,02%      1,81%  
  Prestação Temporária      86,51%      0,01%      0,01%  
  Parcela invest. em bens reversíveis não    11,89%      0,02%      0,18%    
  amortizados, não depreciados                    
  Prorrogadas + usina Três Irmãos      11,89%      0,02%      0,18%  
  Prestação Temporária      -      -      -  
  ENCARGOS DE TRANSPORTE      5,45%      1,17%      21,18%  
  ENCARGOS DE TRANSMISSÃO      5,53%      1,11%      19,71%  
  ENCARGOS DE DISTRIBUIÇÃO      4,43%      0,07%      1,48%  
  Ajuste por Indisponibilidade - AjI      19,83%      0,37%      2,09%  
  Prorrogadas + usina Três Irmãos      27,36%      0,44%      1,90%  
  Leilão n° 12/2015      -9,12%      -0,02%      0,23%  
  Leilão n° 01/2017      -      -0,04%      -0,04%  
  Prestação Temporária      11,89%      -0,00%      -0,00%  
  TFSEE+P&D+Financeiros      -0,98%      -0,02%      1,94%  
  RAG PARA O CICLO 2022/2023            7,31%      100,00%  

47. 
A cobertura dos custos com transporte contribuiu com 1,17% na variação da RAG. Destaca-
se que a cobertura dos custos de transmissão é responsável por 1,11% de aumento da RAG. 
 
48. 
A parcela AjI teve uma variação de 19,83% e contribuiu com 0,37% do aumento da RAG, 
sendo que é o primeiro processo que as usinas do Leilão nº 01/2017 têm a parcela de AjI incorporada em 
suas receitas. Já as parcelas de encargos setoriais TFSEE e P&D e os componentes financeiros têm uma 
participação no reajuste negativa de 0,02% em função da redução do componente financeiro em torno 
de 58%, enquanto esses encargos setoriais têm uma participação de 0,44% na variação da RAG. 
 
49. 
Por fim, tem-se a tarifa associada ao regime de cotas que é a referência para a definição da 
cobertura tarifária das concessionárias de distribuição detentoras de cotas da Lei nº 12.783, de 2013. Esta 
tarifa resulta da divisão entre a soma da expectativa de CFURH e do valor da RAG pelo montante de 
Garantia Física, em MWh, contratado em cotas. Ao valor obtido incluem-se os tributos PIS/Pasep e Cofins, 
conforme o Submódulo 3.2 do PRORET, o que resultou em uma tarifa de R$ 145,41/MWh para o ciclo 
2022/2023.  
 
50. 
Isso representa reajuste de 18,56% da tarifa, sendo que a RAG mais a CFURH apresentam 
aumento de 6,88%. Já o montante de energia contratada tem redução de 9,84% decorrente, 
principalmente, dos efeitos do processo de descotização com a adoção de novos valores de garantia física 
para as usinas da Eletrobras a partir de janeiro/2023, e, redução desse novo montante em 20%. A RAG 
dessas usinas também foi reduzida na mesma proporção. 
 
51. 
Na Tabela 2 é apresentado um comparativo entre os valores homologados para o ciclo 
2021/2022 e os resultados para o ciclo 2022/2023.  
 
Tabela 02: Comparação entre os ciclos 2021/2022 e 2022/2023  
Cotas (Lei 12.783/2013)  
 Ciclo anterior 2021/2022 - REH 
nº 2.902/2021  
 Novo ciclo 2022-2023  
1 - Usinas que recebem RAG 
  
70  
  
71  
2 - RAG (R$) 
  
9.753.755.812,74  
  
10.466.319.012,25 
3 - CFURH (R$) 
  
547.026.124,65  
  
543.664.052,36  
4 - RAG + CFURH (R$)     
  
10.300.781.937,38  
  
11.009.983.064,61 
5 - Garantia Física (MWmed) 
  
11.737,95  
  
10.572,53  
6 - Garantia Física (MWh) 
  
92.542.013,57  
  
83.432.398,99  
7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos 
  
111,31  
  
131,96  
8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos 
  
122,65  
  
145,41
Cotas (Lei 12.783/2013)  Ciclo anterior 2021/2022 - REH
nº 2.902/2021      Novo ciclo 2022-2023    
1 - Usinas que recebem RAG            
    70      71  
2 - RAG (R$)            
    9.753.755.812,74      10.466.319.012,25  
3 - CFURH (R$)            
    547.026.124,65      543.664.052,36  
4 - RAG + CFURH (R$)            
    10.300.781.937,38      11.009.983.064,61  
5 - Garantia Física (MWmed)            
    11.737,95      10.572,53  
6 - Garantia Física (MWh)            
    92.542.013,57      83.432.398,99  
7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos            
    111,31      131,96  
8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos            
    122,65      145,41  
Ciclo anterior 2021/2022 - REH
nº 2.902/2021

Fonte: Nota Técnica nº 121/2022-SGT/ANEEL. 
 
III. DIREITO  
52. 
A presente análise foi realizada com observância (i) da Lei nº 9.427, de 1996, (ii) da Lei nº 
12.783, de 2013, (iii) da Lei nº 13.182,de 2015, (iv) da Lei nº 13.360, de 2016, (v) da Lei nº 14.182, de 2021; 
(vi) da Portaria nº 117, de 2013, do MME, (vii) dos Submódulos 3.2,  5.5, 5.6, 12.1, 12.2 e 12.3  dos  
Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, (viii) das Resoluções Normativas nº 541, de 2013 e nº 
1.003, de 2022, e (ix) dos contratos de concessão das usinas hidrelétricas em regime de cotas. 
 
IV. DISPOSITIVO  
 
53. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004632/2022-51, voto por: i) 
aprovar a Resolução Homologatória, na forma da minuta anexa, para homologar a Receita Anual de 
Geração, nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, com vigência de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 
2023; e ii) ratificar os valores de RAG homologadas pelas Resoluções Homologatórias nº 2.689, de 2020, 
nº 2.746, de 2020, e nº 2.902, de 2021, para a usina Paranoá, em decorrência da celebração do 1º Termo 
Aditivo Contrato de Concessão nº 01/2016-ANEEL, com vigência a partir de 30 de abril de 2020.  
 
 
Brasília, 12 de julho de 2022. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA  
Diretor Substituto