* 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 
 
48581.000577/2021. 
Nota Técnica n° 72/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 20 de abril de 2021. 
 
 
Processo: 48500.005024/2020-01 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora 
de Energia S/A 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, a vigorar a 
partir de 22 de abril de 2021, calculado em conformidade com as disposições legais e normativas 
pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de 
Distribuição 003/1997 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 EMT, sediada na cidade de Cuiabá/MT, atende aproximadamente 1,5 milhão de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento 
anual na ordem de R$ 5 bilhões. 
 
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal 
 
* Fonte: SAMP – competência março/2021. 
 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.187.708
         
286.080
           
35,5%
Industrial
18.557
               
203.275
           
25,2%
Comercial
97.609
               
133.872
           
16,6%
Rural
201.084
            
106.696
           
13,2%
Iluminação Pública
820
                    
35.533
             
4,4%
Poder Público
12.313
               
25.650
             
3,2%
Serviço Público
1.437
                 
13.837
             
1,7%
Demais classes
316
                    
1.144
                
0,1%
Total 
1.519.844
         
806.087
           
100%
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Número: 48581.000620/2021-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
3. 
Em 07 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da EMT, no qual as 
tarifas foram, em média, reajustadas em 2,47%. No entanto, como parte de ações para atenuação 
dos efeitos da pandemia de Covid-19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas a partir 
de 1º de julho de 2020, conforme previsto no artigo 12 da Resolução Homologatória – REH nº 
2.672/2020. 
 
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 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Regulação de Mercado – SRM1. 
 
6. 
Em 10 de março de 2021, a SGT realizou reunião com os representantes da EMT, 
prestando os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de 
apresentar os prazos a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
7. 
O Memorando nº 37/2021-SRM/ANEEL2, de 11 de março de 2021, informou os 
respectivos montantes e preços de repasse dos contratos bilaterais de compra e venda de energia 
que a concessionária possui, inclusive os de geração distribuída decorrentes de desverticalização. 
 
8. 
Em 16 de março de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 59/2021-SFF/ANEEL3 com a 
validação dos itens da parcela A da EMT. 
 
9. 
Na 9ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 23 de março de 2021, foi apreciado 
pela Diretoria da Aneel e negado provimento ao pedido de reconsideração interposto pela  EMT 
contra a REH 2.672/2020, que homologou o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da distribuidora. 
 
10. 
Por intermédio do Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL4, de 31 de março 
de 2021, foi solicitado à EMT informações acerca das receitas previstas no § 3º do Art. 70-A, no § 7º 
do Art. 88 da REN 414/2010 (Alterada pela REN 714/2016) e § 2º do Art. 9º da REN 376/2009, a 
serem destinadas à modicidade tarifária. 
 
11. 
Em 31 de março de 2021, foi exarado o Decreto Federal nº 10.665, alterando o 
Decreto nº 4.550/2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada pela 
Eletrobras Termonuclear S/A – ELETRONUCLEAR e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar, 
mediante requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de 
pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no 
 
1 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
2 Documento SIC nº 48580.000133/2021-00. 
3 Documento SIC nº 48536.001055/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00. 
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Número: 48581.000620/2021-00

Fls. 3 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
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. 
 
12. 
Na 11ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 06 de abril de 2021, a Diretoria 
colegiada da Aneel decidiu prorrogar a vigência das tarifas da EMT, definidas pela Resolução 
Homologatória nº 2.672, de 7 de abril de 20205. 
 
13. 
Pelo Ofício Circular nº 09/2021-SGT/SFF/ANEEL6, de 06 de abril de 2021, foi solicitado 
à distribuidora os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente de Reativos – 
ER visando a antecipação de sua reversão para as tarifas no presente reajuste tarifário. 
 
14. 
Por intermédio da Carta nº 004/20217, de 15 de abril de 2021, a EMT solicitou o 
diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu, a 
utilização dos recursos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER, faturados 
desde a última revisão tarifária da concessionária e a Reversão de créditos para modicidade tarifária, 
como também um adicional de diferimento de Parcela B. 
 
15. 
Em 15 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as planilhas 
de cálculo8 relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 
652, de 17 de março de 2015. 
 
16. 
Em 19 de abril de 2021, via e-mail9, o Ministérios de Minas e Energia – MME informa 
a existência de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos 8 
meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665, de 31 de 
março de 2021, a fim de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e 
revertidos para modicidade tarifária. 
 
17. 
Por fim, dada a recente manifestação do MME, a EMT encaminhou a Carta 05/2021, 
de 20 de abril de 2021, solicitando o acréscimo correspondente de diferimento do saldo da Conta 
Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu e ajustando o valor de diferimento de Parcela B. 
 
18. 
E segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de 
Administração e Finanças - SAF 10 , a EMT se encontra 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. 
 
 
 
5 As tarifas da distribuidora foram prorrogadas pela Resolução Homologatória nº 2.829, de 06/04/2021. 
6 Documento SIC nº 48581.000531/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48581.000576/2021-00. 
8 Documento SIC nº 48581.000575/2021-00. 
9 Documento SIC nº 48581.000608/2021-00. 
10 Documento SIC nº 48581.000565/2021-00. 
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Fls. 4 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
III. DA ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
19. 
O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro 
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das 
distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações 
dos custos de Parcela A e atualizados os custos referentes à Parcela B, esta corrigida  pelo índice de 
inflação, constante no contrato de concessão, deduzido o Fator X. Os detalhes das metodologias 
aplicadas nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I desta nota técnica. 
 
 
B. Período de Referência 
 
20. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EMT é de abril/2020 a 
março/2021. 
 
C. Receita Anual 
 
21. 
No cálculo da Receita Anual (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, 
conforme demonstrado na tabela a seguir. 
 
Tabela 2. Mercado no Período de Referência 
 
 
 
E. PARCELA A 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
22. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, 
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores 
estabelecidos pela ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
7.748.338
          
4.490.337.934
  
A2   (88 a 138 kV)
4.847
                  
1.771.717
          
A3a (30 kV  a 44 kV)     
751.866
             
371.563.445
     
A4   (2,3 kV a 25 kV)
1.167.193
          
594.132.037
     
BT  (menor que 2,3 kV)
5.824.432
          
3.522.870.734
  
Demais Livres
1.908.328
          
364.247.463
     
Distribuição
4.832
                  
14.978.364
        
Geração
-
                      
137.136.202
     
Total
9.661.498
          
5.006.699.963
  
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Número: 48581.000620/2021-00
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 7 .748.338 4.490.337.934
A2 (88 a 138 kV) 4 .847 1.771.717
A3a (30 kV a 44 kV) 7 51.866 371.563.445
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1 .167.193 594.132.037
BT (menor que 2,3 kV) 5 .824.432 3.522.870.734
Demais Livres 1 .908.328 364.247.463
Distribuição 4 .832 1 4.978.364
Geração - 137.136.202
Total 9 .661.498 5.006.699.963
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 5 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
 
Tabela 3. Encargos Setoriais 
 
 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
23. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, 
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
24. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
 
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
25. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia 
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, 
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, 
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição. A tabela abaixo 
apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da EMT, ressaltando-se que os 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7.463.374
          
9.798.761
     
Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
484.761.827
      
657.513.913
 
NT 238/2020-SGT e Previsão SGT
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
78.757.338
        
76.142.828
   
DSP 3.690/2020
PROINFA
66.356.094
        
84.244.560
   
REH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
45.337.603
        
48.067.586
   
  REN 316/2008
Contribuição ONS
152.054
              
186.491
         
Contribuição 2020
Total de Encargos Tarifários
682.828.290
      
875.954.140
 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
125.607.145
      
189.493.926
   
Rede Básica Fronteira
69.681.943
        
100.009.908
   
Rede Básica ONS (A2)
3.834.940
           
4.095.558
        
Rede Básica Export. (A2)
53.661.214
        
58.016.302
     
MUST Itaipu
22.100.353
        
30.752.015
     
Transporte de Itaipu
33.696.142
        
41.504.834
     
Conexão
12.488.449
        
15.009.960
     
Uso do sistema de distribuição
837.055
              
1.158.645
        
Total dos Custos de Transporte
321.907.241
      
440.041.148
   
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Número: 48581.000620/2021-00
Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7.463.374 9.798.761 Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 4 84.761.827 6 57.513.913 NT 238/2020-SGT e Previsão SGT
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 78.757.338 76.142.828 DSP 3.690/2020
PROINFA 66.356.094 84.244.560 REH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 45.337.603 48.067.586 REN 316/2008
Contribuição ONS 1 52.054 1 86.491 Contribuição 2020
Total de Encargos Tarifários 6 82.828.290 8 75.954.140
Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 1 25.607.145 1 89.493.926
Rede Básica Fronteira 6 9.681.943 1 00.009.908
Rede Básica ONS (A2) 3 .834.940 4 .095.558
Rede Básica Export. (A2) 5 3.661.214 5 8.016.302
MUST Itaipu 2 2.100.353 3 0.752.015
Transporte de Itaipu 3 3.696.142 4 1.504.834
Conexão 1 2.488.449 1 5.009.960
Uso do sistema de distribuição 8 37.055 1 .158.645
Total dos Custos de Transporte 3 21.907.241 4 40.041.148
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 6 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão conforme os valores determinados 
na Revisão Tarifária Periódica de 2018, homologada por meio da REH nº 2.379/2018. 
 
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
26. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da EMT para 
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com 
o mercado de venda da concessionária. 
 
Tabela 6. Energia Requerida (MWh) 
 
 
 
b. Valoração da Compra de Energia 
 
27. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
28. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço, conforme 
tabela abaixo. 
 
Tabela 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Preços e montantes 
Memo. nº 037/2021-SRM/ANEEL 
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 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
6,90%
6,81%
REH 2.379/2018
Técnica (s/ merc. injetado)
10,04%
10,04%
REH 2.379/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,40%
1,28%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
5.824.432
          
5.824.432
          
SAMP
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
7.748.338
        
7.748.338
        
Fornecimento
7.748.338
        
7.748.338
        
Consumidores Livres
1.913.160
        
1.913.160
        
Perdas Totais
1.655.356
        
1.656.383
        
Perdas Rede Básica
129.959
           
119.088
           
Perdas na Distribuição
1.525.397
        
1.537.294
        
Perda Não Técnica
401.785
           
396.736
           
Perda Técnica
1.123.612
        
1.140.558
        
Energia Requerida
9.403.695
        
9.404.721
        
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Número: 48581.000620/2021-00
Perdas DRA DRP Referência  
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 6,90% 6,81%  REH 2.379/2018
Técnica (s/ merc. injetado) 10,04% 10,04% REH 2.379/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 1,40% 1,28% CCEE (últimos 12 meses)  
Mercado Baixa Tensão (MWh) 5 .824.432 5 .824.432 SAMP  
  
Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
Mercado Total 7 .748.338 7 .748.338
Fornecimento 7 .748.338 7 .748.338
Consumidores Livres 1 .913.160 1 .913.160
Perdas Totais 1 .655.356 1 .656.383
Perdas Rede Básica 129.959 119.088
Perdas na Distribuição 1 .525.397 1 .537.294
Perda Não Técnica 401.785 396.736
Perda Técnica 1 .123.612 1 .140.558
Energia Requerida 9 .403.695 9 .404.721
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes      Memo. nº 037/2021-SRM/ANEEL  
  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  
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 7 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
CCEARs (exceto térmicas) 
Preços 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Preços 
Previsão SGT 
 
29. 
A Tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços 
 
 
F. PARCELA B 
 
30. 
Basicamente, o cálculo da Parcela B é realizado considerando a diferença entre a 
Receita Verificada e os custos de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é 
corrigido pelo indicador oficial de inflação, IGP-M, conforme estabelecido no Contrato de 
Concessão, e pelo Fator X. A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos 
parâmetros associados: 
 
Tabela 9. Cálculo da Parcela B 
 
 
 
G. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
31. 
Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a direitos ou obrigações relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a 
Contratos
Contratado
(MWh)
Considerado
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilateral
3.153.929
          
2.780.744
          
323,37
   
899.219.135
        
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
3.429.566
          
3.023.767
          
267,04
   
807.474.625
        
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.578.861
          
2.273.720
          
287,22
       
653.067.235
        
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
847.218
             
746.972
             
206,13
   
153.976.014
        
Madeira e Belo Monte
3.487
                  
3.074
                  
140,31
   
431.376
                
Energia Base
4.057.877
          
3.600.210
          
206,87
   
744.778.460
        
Geração Própria
4.689
                  
4.134
                  
253,50
       
1.048.015
            
Cota Angra I/Angra II
276.460
             
243.748
             
249,64
   
60.849.329
          
Cotas Lei n º 12783/2013
2.119.873
          
1.869.042
          
114,73
   
214.428.376
        
Itaipu (tirando as perdas)
1.466.906
          
1.293.336
          
362,20
   
468.452.740
        
PROINFA
189.950
             
189.950
             
-
         
-
                         
Total
7.487.444
          
9.404.721
          
260,66
   
2.451.472.220
    
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B - DRA (R$)
1.817.404.149
  
TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M
31,10%
SGT/ANEEL
(3) Fator X
-0,08%
(3.1) Componente Pd do Fator X
1,48%
REH 2.379/2020
(3.2) Componente T do Fator X
-1,23%
REH 2.379/2020
(3.3) Componente Q do Fator X
-0,33%
PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))]
2.384.063.093
  
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Número: 48581.000620/2021-00
  CCEARs (exceto térmicas)      Preços      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Preços      Previsão SGT  
Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
Bilateral 3.153.929 2.780.744 323,37 8 99.219.135  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 3.429.566 3.023.767 267,04 8 07.474.625  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 2.578.861 2.273.720 2 87,22 6 53.067.235
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 847.218 746.972 206,13 1 53.976.014
Madeira e Belo Monte 3.487 3.074 140,31 4 31.376  
Energia Base 4.057.877 3.600.210 206,87 7 44.778.460  
Geração Própria 4.689 4.134 2 53,50 1.048.015
Cota Angra I/Angra II 276.460 243.748 249,64 60.849.329
Cotas Lei n º 12783/2013 2.119.873 1.869.042 114,73 2 14.428.376
Itaipu (tirando as perdas) 1.466.906 1.293.336 362,20 4 68.452.740
PROINFA 189.950 189.950 - -  
Total 7.487.444 9.404.721 260,66 2.451.472.220  
Descrição Valores Referência  
(1) Parcela B - DRA (R$) 1.817.404.149 TUSD aplicada ao Mercado  
(2) IGP-M 31,10% SGT/ANEEL
(3) Fator X -0,08%  
(3.1) Componente Pd do Fator X 1,48%
(3.2) Componente T do Fator X -1,23%  REH 2.379/2020
REH 2.379/2020
(3.3) Componente Q do Fator X -0,33% PRORET 2.5 A  
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 2.384.063.093  
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às concessionárias. A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 10. Componentes Financeiros 
 
 
 
H. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
1. Resultados 
 
32. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMT conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 8,90%.  Este efeito decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de 
Parcela 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. 
 
33. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com 
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos neste processo tarifário, a contribuição de cada 
item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da 
concessionária.  
 
 
 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
277.152.644
         
5,40%
CVA em processamento -Transporte
102.930.646
         
2,01%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
18.183.561
           
0,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
3.787.845
             
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(9.844.738)
            
-0,19%
Sobrecontratação/exposição de energia
38.162.062
           
0,74%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
305.603
                 
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
127.713.635
         
2,49%
Ajuste CUSD
151.993
                 
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(366.972)
               
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(4.348)
                    
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(122.018.751)
       
-2,38%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
21.602.592
           
0,42%
Reversão Conta-Covid
(382.300.124)
       
-7,45%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022
(43.720.230)
          
-0,85%
Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021
(347.001.647)
       
-6,76%
Diferimento de Parcela B
(200.000.000)
       
-3,90%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(146.006.416)
       
-2,85%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(2.796.413,91)
      
-0,05%
Total
(664.069.060)
       
-12,95%
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
34. 
Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A 
contribuiu com 11,55%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 11,32%, 
conforme mostrado na tabela acima. 
 
35. 
O efeito médio a ser percebido por 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) estão apresentados na tabela abaixo: 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.189.295.814
                             
3.767.467.507
  
18,13%
11,55%
61,24%
Encargos Setoriais
682.828.290
                                 
875.954.140
     
28,28%
3,86%
14,24%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7.463.374
                                     
9.798.761
          
31,29%
0,05%
0,16%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
484.761.827
                                 
508.218.003
     
4,84%
0,47%
8,26%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
82.961.892
        
100,00%
1,66%
1,35%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
66.334.017
        
100,00%
1,32%
1,08%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
78.757.338
                                   
76.142.828
        
-3,32%
-0,05%
1,24%
PROINFA
66.356.094
                                   
84.244.560
        
26,96%
0,36%
1,37%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
45.337.603
                                   
48.067.586
        
6,02%
0,05%
0,78%
ONS
152.054
                                         
186.491
             
22,65%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
321.907.241
                                 
440.041.148
     
36,70%
2,36%
7,15%
Rede Básica
125.607.145
                                 
189.493.926
     
50,86%
1,28%
3,08%
Rede Básica Fronteira
69.681.943
                                   
100.009.908
     
43,52%
0,61%
1,63%
Rede Básica ONS (A2)
3.834.940
                                     
4.095.558
          
6,80%
0,01%
0,07%
Rede Básica Export. (A2)
53.661.214
                                   
58.016.302
        
8,12%
0,09%
0,94%
MUST Itaipu
22.100.353
                                   
30.752.015
        
39,15%
0,17%
0,50%
Transporte de Itaipu
33.696.142
                                   
41.504.834
        
23,17%
0,16%
0,67%
Conexão
12.488.449
                                   
15.009.960
        
20,19%
0,05%
0,24%
Uso do sistema de distribuição e CCD
837.055
                                         
1.158.645
          
38,42%
0,01%
0,02%
Custos de Aquisição de Energia
2.184.560.283
                             
2.451.472.220
  
12,22%
5,33%
39,85%
PARCELA B
1.817.404.149
                             
2.384.063.093
  
31,18%
11,32%
38,76%
IRT
5.006.699.963
                             
6.151.530.600
  
22,87%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(664.069.060)
    
-12,95%
CVA em processamento - Energia
277.152.644
     
5,40%
CVA em processamento -Transporte
102.930.646
     
2,01%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
18.183.561
        
0,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
3.787.845
          
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(9.844.738)
         
-0,19%
Sobrecontratação/exposição de energia
38.162.062
        
0,74%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
305.603
             
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
127.713.635
     
2,49%
Ajuste CUSD
151.993
             
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(366.972)
            
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(4.348)
                 
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(122.018.751)
    
-2,38%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
21.602.592
        
0,42%
Reversão Conta-Covid
(382.300.124)
    
-7,45%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022
(43.720.230)
      
-0,85%
Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021
(347.001.647)
    
-6,76%
Diferimento de Parcela B
(200.000.000)
    
-3,90%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(146.006.416)
    
-2,85%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(2.796.414)
         
-0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,02%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,90%
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Número: 48581.000620/2021-00
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3.189.295.814 3.767.467.507 18,13% 11,55% 61,24%      
Encargos Setoriais 6 82.828.290 875.954.140 28,28% 3,86% 14,24%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7 .463.374 9 .798.761 31,29% 0,05% 0,16%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 4 84.761.827 5 08.218.003 4,84% 0,47% 8,26%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 0 8 2.961.892 100,00% 1,66% 1,35%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 6 6.334.017 100,00% 1,32% 1,08%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 7 8.757.338 7 6.142.828 -3,32% -0,05% 1,24%
PROINFA 6 6.356.094 8 4.244.560 26,96% 0,36% 1,37%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 4 5.337.603 4 8.067.586 6,02% 0,05% 0,78%
ONS 1 52.054 1 86.491 22,65% 0,00% 0,00%      
Custos de Transmissão 3 21.907.241 4 40.041.148 36,70% 2,36% 7,15%      
Rede Básica 1 25.607.145 1 89.493.926 50,86% 1,28% 3,08%
Rede Básica Fronteira 6 9.681.943 1 00.009.908 43,52% 0,61% 1,63%
Rede Básica ONS (A2) 3 .834.940 4 .095.558 6,80% 0,01% 0,07%
Rede Básica Export. (A2) 5 3.661.214 5 8.016.302 8,12% 0,09% 0,94%
MUST Itaipu 2 2.100.353 3 0.752.015 39,15% 0,17% 0,50%
Transporte de Itaipu 3 3.696.142 4 1.504.834 23,17% 0,16% 0,67%
Conexão 1 2.488.449 1 5.009.960 20,19% 0,05% 0,24%
Uso do sistema de distribuição e CCD 8 37.055 1 .158.645 38,42% 0,01% 0,02%      
Custos de Aquisição de Energia 2 .184.560.283 2 .451.472.220 12,22% 5,33% 39,85%      
PARCELA B 1.817.404.149 2.384.063.093 31,18% 11,32% 38,76%      
IRT 5.006.699.963 6.151.530.600 22,87% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (664.069.060) -12,95%      
CVA em processamento - Energia    277.152.644 5,40%  
CVA em processamento -Transporte 1 02.930.646 2,01%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 8.183.561 0,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 3 .787.845 0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 9.844.738) -0,19%
Sobrecontratação/exposição de energia 3 8.162.062 0,74%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 3 05.603 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 1 27.713.635 2,49%
Ajuste CUSD 1 51.993 0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 366.972) -0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 4.348) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 122.018.751) -2,38%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 2 1.602.592 0,42%
Reversão Conta-Covid ( 382.300.124) -7,45%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 ( 43.720.230) -0,85%
Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021 ( 347.001.647) -6,76%
Diferimento de Parcela B ( 200.000.000) -3,90%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER ( 146.006.416) -2,85%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) ( 2.796.414) -0,05%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,02%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%      
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 10 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
Tabela 12. Efeito médio  
 
 
36. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o aumento dos custos de transmissão e distribuição, 
que tem impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão; e  (ii) o aumento do encargo 
CDE USO11, em relação ao processo tarifário passado, este custo é recuperado por meio da tarifa de 
uso cobrada em R$/MWh, sendo que tal tarifa tem participação percentual mais elevada nos 
consumidores livres conectados em alta tensão.  
 
2. Análise Parcela A 
 
37. 
O total dos Encargos Setoriais variaram em 28,28% em relação ao processo tarifário 
anterior, correspondendo a um efeito médio de 3,86%. Destaca-se que está sendo considerado, 
neste processo tarifário, um valor provisório de orçamento da CDE – USO para a distribuidora, 
decorrente do cálculo preliminar das cotas anuais da CDE para o ano de 2021, objeto da CP 
072/2020, o que contribuiu para um efeito médio de 0,47%. 
 
38. 
Além disso, a partir dos processos tarifários de 2021, está ocorrendo a inclusão de 
um novo componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao 
pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, 
destinado a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 
2020. Com isso, os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na 
TE e na TUSD, são, respectivamente, de 1,32% e 1,66%. 
 
39. 
Os Custos de Transporte tiveram uma variação de 36,70%, correspondendo a um 
efeito de 2,36%. Sobre esse item, destaca-se as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de 
Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2020-2021, aprovadas por meio das Resoluções 
homologatórias nos 2.725 e 2.726/2020, respectivamente. 
 
40. 
A expressiva variação dos custos de Rede Básica e Conexão decorre: (i) das cassações 
das liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do 
processamento de revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas 
devido à ausência de definição de metodologia empregada; e (iii) do aumento de custos referentes 
a novas instalações de transmissão.  
 
41. 
Os Custos de Compra de Energia tiveram uma variação de 12,22%, representando 
um efeito médio de 5,33% nas tarifas. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento do 
custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de 1,42%), o qual é indexado ao dólar, cuja cotação 
de cobertura passou de R$ 4,75, no processo de 2020, para R$ 5,59; como também os custos 
 
11 De que trata o art. 13 da Lei nº 10.438/2002. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,36%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,34%
Efeito Médio AT+BT
8,90%
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Fls. 11 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
decorrentes dos contratos bilaterais (impacto de 3,04%), os quais são atualizados, em sua grande 
maioria, pelo IGP-M. 
 
42. 
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: 
 
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia
 
 
 
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia 
 
3. Análise Parcela B 
 
43. 
A atualização da Parcela B representou 11,32% na composição do efeito médio, 
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 31,10% no período de referência, descontada do 
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
2.544.881
        
2.578.861
        
1,3%
264,37
     
287,22
     
8,6%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
844.873
            
847.218
            
0,3%
195,33
     
206,13
     
5,5%
Madeira e Belo Monte
3.487
                
3.487
                
0,0%
133,94
     
140,31
     
4,8%
Cota Angra I e Angra II
262.612
            
276.460
            
5,3%
269,75
     
249,64
     
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.908.270
        
2.119.873
        
11,1%
108,04
     
114,73
     
6,2%
Itaipu
1.429.087
        
1.466.906
        
2,6%
309,25
     
362,20
     
17,1%
Bilateral
3.405.020
        
3.153.929
        
-7,4%
266,02
     
323,37
     
21,6%
Geração Própria
4.689
                
4.689
                
0,0%
306,55
     
253,50
     
-17,3%
Proinfa
181.196
            
189.950
            
4,8%
-
           
-
           
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(1.180.420)
   
(1.236.652)
   
4,8%
237,14
     
266,04
     
12,2%
TOTAL
9.403.695
    
9.404.721
    
0,0%
232,31
     
260,66
     
12,2%
5,33%
1,06%
0,16%
0,00%
-0,09%
-0,21%
1,42%
3,04%
0,00%
-0,04%
Total
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Geração
Própria
 Proinfa
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Número: 48581.000620/2021-00
  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
Bilateral
Geração Própria
Proinfa  2 .544.881 2 .578.861 1,3%
8 44.873 8 47.218 0,3%
3 .487 3 .487 0,0%
2 62.612 2 76.460 5,3%
1 .908.270 2 .119.873 11,1%
1 .429.087 1 .466.906 2,6%
3 .405.020 3 .153.929 -7,4%
4 .689 4 .689 0,0%
1 81.196 1 89.950 4,8%  264,37 287,22 8,6%
195,33 206,13 5,5%
133,94 140,31 4,8%
269,75 249,64 -7,5%
108,04 114,73 6,2%
309,25 362,20 17,1%
266,02 323,37 21,6%
306,55 253,50 -17,3%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  (1.180.420) (1.236.652) 4,8%  237,14 266,04 12,2%  
TOTAL  9.403.695 9.404.721 0,0%  232,31 260,66 12,2%  
5,33%
3,04%
1,42%
1,06%
0,16%
0,00%
-0,09% 0,00% -0,04%
-0,21%
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 12 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
Fator X de -0,08%. 
 
4. Análise dos Componentes Financeiros 
 
44. 
Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
esses contribuíram com o efeito de -12,95% no atual reajuste tarifário. 
 
45. 
Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 5,40%, especialmente 
impactada pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os efetivos pagamentos 
relacionados aos contratos bilaterais e ao risco hidrológico associado aos CCEAR por quantidade e 
à Itaipu Binacional. 
 
46. 
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Transporte, com efeito de 2,01%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST 
efetivamente pagas a partir de julho/2020, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de 
julho de 2020. 
 
47. 
Destaca-se também o resultado da liquidação do excedente/déficit de energia 
contratada pela concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação/Exposição de 
energia), que impactou o reajuste em 0,74%, conforme indicado na Tabela 11. O resultado em 
questão, cerca de R$ 38,2 milhões, contempla principalmente: (i) as liquidações de energia no curto 
prazo entre janeiro/2020 e janeiro/2021, de aproximadamente 41,2 milhões; e (ii) a reversão, em 
favor 
dos 
consumidores, 
do 
efeito 
financeiro 
decorrente 
dos 
montantes 
de 
sobrecontratação/exposição reconhecidos provisoriamente como involuntários, referente ao ano 
civil de 2020, no valor aproximado de -R$ 3 milhões. 
 
48. 
Dentre os componentes financeiros apurados, relacionados aos itens de custo 
cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias, podem ser visualizados na tabela abaixo, com a 
respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco Hidrológico concedida no 
processo anterior. 
 
Tabela 14. Componentes Financeiros Relacionados às Bandeiras Tarifárias 
 
 
Descrição
Valor (mil R$)
Impacto
CVA Energia - Efeito CCEAR-D
(114.272,84)
                
-2,24%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas
89.162,91
                   
1,75%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas
56.101,50
                   
1,10%
CVA Energia - Risco Hidrológico da UHE Itaipu
50.112,66
                   
0,98%
CVA ESS/EER (sem bandeiras)
(4.108,34)
                    
-0,08%
Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras)
128.418,74
                 
2,52%
Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias
205.414,62
                 
4,04%
Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP)
(73.000,54)
                  
-1,43%
Reversão da Previsão do Risco Hidrológico
(121.473,12)
                
-2,39%
Custo não coberto antecipadamente
10.940,96
                   
0,21%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005024/2020-01 
49. 
Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de 
R$ 205,4 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de R$ 73 
milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo do ano anterior, da previsão dos riscos 
hidrológicos das usinas cotistas, repactuadas e Itaipu, conforme metodologia descrita no 
Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita de R$ 121,4 milhões). Com a adoção dessas duas medidas, 
conclui-se que as receitas de bandeiras e de previsão de risco hidrológico concedida no ano anterior 
foram insuficientes para cobrir esses custos, restando ainda um déficit de cerca de 11 milhões. 
 
50. 
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. 
 
51. 
Ressalta-se ainda outro financeiro com efeito positivo neste processo, concernente à 
Prorrogação das Tarifas do Reajuste Tarifário de 2019. Este financeiro é o resultado da diferença das 
tarifas aplicadas no período de suspensão, entre abril e junho de 2020, segundo consta do art. 12 
da REH 2.672, de 07 de abril de 2020. Desse modo, nesse período em que a distribuidora ficou 
impedida de aplicar as novas tarifas, converteu no valor R$ 21.602.592,11, representando um efeito 
de 0,42% no resultado. 
 
 
5. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários 
 
52. 
Dado o 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 sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor 
elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo. 
 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid 
 
53. 
Trata-se da reversão dos recursos de operação financeira para alívio do caixa das 
distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à EMT. Os montantes em 
questão equivalem à totalidade dos valores recebidos pela EMT da CONTA-COVID, devidamente 
atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 
885/2020, no valor de R$ 382,3 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de -7,45%. 
 
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. 
 
A respeito do denominado componente financeiro, associado às instalações de 
transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº 
00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020, 
concluiu que: “A remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a 
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junho de 2017 – remuneração do custo de capital – deve ser atualizada pela taxa referente ao custo 
de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, 
até 1º de julho de 2020, data do “efetivo pagamento”, sendo incorporada à RAP das transmissoras 
a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo prazo de oito anos.” 
 
Considerando que durante os ciclos de 2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos 
associados não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de 
liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital 
remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020), 
descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da 
dívida. E em razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da 
pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa do “reperfilamento” desses pagamentos no prazo 
de 8 anos e de forma gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa, 
avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, cuja Base de Remuneração 
Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a acomodar o custo 
total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos recursos 
administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas, nos termos da Lei nº 
12.783, de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, ambas de 30 de 
junho de 2020, que homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida – 
RPR de 2018, conforme processos listados na Tabela abaixo. 
 
Tabela 15 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013. 
Concessionária Contrato de Concessão 
Processo de Revisão 
(SIC) 
CEEE-GT 
055/2001 
48500.000753/2019-29 
CELG G&T 
063/2001 
48500.000752/2019-84 
CEMIG-GT 
006/1997 
48500.000751/2019-30 
CHESF 
061/2001 
48500.000750/2019-95 
COPEL-GT 
060/2001 
48500.000749/2019-61 
CTEEP 
059/2001 
48500.000748/2019-16 
ELETRONORTE 
058/2001 
48500.000747/2019-71 
ELETROSUL 
057/2001 
48500.000746/2019-27 
FURNAS 
062/2001 
48500.000745/2019-82 
  
Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para 
o ciclo 2021/2022 e ao mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema 
Elétrico – ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB 
e de Fronteira – TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados. 
 
Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e 
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, quando serão efetivamente aplicadas. 
Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, optou-se, de forma 
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Concessionária  Contrato de Concessão      Processo de Revisão  
          (SIC)
CEEE-GT  055/2001  48500.000753/2019-29      
CELG G&T  063/2001  48500.000752/2019-84      
CEMIG-GT  006/1997  48500.000751/2019-30      
CHESF  061/2001  48500.000750/2019-95      
COPEL-GT  060/2001  48500.000749/2019-61      
CTEEP  059/2001  48500.000748/2019-16      
ELETRONORTE  058/2001  48500.000747/2019-71      
ELETROSUL  057/2001  48500.000746/2019-27      
FURNAS  062/2001  48500.000745/2019-82      
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
excepcional, por antecipar o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às 
distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro semestre. 
 
Dessa forma, foi calculado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 43,7 
milhões, equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, 
em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão, 
compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse componente 
financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 0,85%. 
 
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos – UDER.  
 
Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de 
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não 
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela 
B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP. 
 
No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a 
pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, está sendo 
considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão 
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados 
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. 
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 146 milhões, 
contribuindo com uma redução tarifária de 2,85%. 
 
Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em 
que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores 
de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles 
revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. 
aplicado ao montante antecipado. 
 
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 376/2009). 
 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos 
à modicidade tarifária, associados às RENs nº 414/2010 e nº 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 nº414º2010; (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. 
 
Pelo Ofício Circular nº 08/2021, a concessionária foi instada a se manifestar a respeito 
dessas receitas, a qual informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 representa R$ 2,8 
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
milhões, contribuindo para redução do efeito em 0,05%. 
 
Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização 
da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
 
e) Diferimento de Saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021. 
 
Conforme mencionado no início desta Nota Técnica, em 31 de março de 2021, foi 
emitido o Decreto Federal nº 10.665, 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. 
 
Por intermédio da Carta CTA-DFFO – 0889/202112, 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. 
 
Posteriormente, o Ministérios de Minas e Energia – MME informou a existência de 
um adicional de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos 
8 meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu. 
 
Pela Carta nº 004/2021, de 15 de abril de 2021, complementada pela Carta nº 
005/2021, de 20 de abril de 2021, a EMT formalizou o interesse em diferir os pagamentos à 
Eletrobrás provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, nos termos do Artigo 2º do 
Decreto nº 10.665/2021. 
 
Observando o Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu informado pela Eletrobrás 
e a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras, os recursos alocados para a EMT 
alcançam a monta de R$ 347.001.646,65, e cuja aplicação, na forma de um componente financeiro 
negativo, resultou em uma atenuação tarifária de 6,76%. 
 
Para o cálculo, foram observados critérios como: i) maior necessidade de atenuação 
tarifária, após esgotadas todas as medidas de contenção adotadas, observando-se as projeções para 
todas as distribuidoras ao longo do ano; e ii) nível máximo de comprometimento da remuneração 
de capital, contida na Parcela B, para todas as distribuidoras. 
 
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. 
 
 
12 Documento SIC nº 48513.009692/2021-00. 
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
f) Diferimento de Parcela B. 
 
Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito nas tarifas, pela Carta nº 
005/2021, a EMT propôs também um diferimento de R$ 200 milhões de parcela B, cujo impacto 
representa -3,90%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente, 
devidamente atualizado pelo IPCA. 
 
 
6. Informações complementares 
 
54. 
O gráfico a seguir demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na 
composição da nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
55. 
Já o gráfico abaixo ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela 
própria empresa, de 24,3% para o ICMS e 5,4% para o PIS e COFINS (total de 29,7% por dentro), o 
que equivale a uma majoração de 42,3% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os 
referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
Custo de 
Distribuição
38,8%
Custo de 
Energia
39,9%
Custo de 
Transmissão
7,2%
Encargos 
Setoriais
14,2%
Custo de 
Distribuição
27,2%
Custo de 
Energia
28,0%
Custo de 
Transmissão
5,0%
Encargos 
Setoriais
10,0%
ICMS
24,3%
PIS/COFINS
5,4%
Tributos
29,7%
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005024/2020-01 
56. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-
Residencial da EMT no período de 2011 a 2021 (65,67%), comparada com a variação do IGP-M 
(119,39%) e IPCA (73,27%) no mesmo período. 
 
 
Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2011-2021)  
 
I. Subvenção CDE - Descontos Tarifários  
 
57. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora 
no período de competência de abril/2021 a março/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 abril/2020 a março/2021.  
 
Tabela 16. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
58. 
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 
412,57 
423,59 
341,87 
342,82 
381,07 
475,73 
465,20 
507,65 
498,27 
568,25 
626,84 
636,28 
683,50 
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
871.073,81
     
8.605.933,07
    
9.477.006,87
    
Subsídio Geração Fonte Incentivada
615.142,41
     
6.544.920,99
    
7.160.063,40
    
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(63.578,24)
      
516.790,31
       
453.212,07
       
Subsídio Rural
1.353.657,32
 
6.475.363,98
    
7.829.021,31
    
Subsídio Irrigante/Aquicultor
1.695.704,92
 
3.431.417,09
    
5.127.122,01
    
Total
4.472.000,22
 
25.574.425,44
  
30.046.425,66
  
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Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 8 71.073,81 8 .605.933,07 9 .477.006,87
Subsídio Geração Fonte Incentivada 6 15.142,41 6 .544.920,99 7 .160.063,40
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 63.578,24) 5 16.790,31 4 53.212,07
Subsídio Rural 1 .353.657,32 6 .475.363,98 7 .829.021,31
Subsídio Irrigante/Aquicultor 1 .695.704,92 3 .431.417,09 5 .127.122,01  
Total 4 .472.000,22 2 5.574.425,44 3 0.046.425,66  
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 19 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão nº 003/1997. 
 
V. DA CONCLUSÃO 
 
59. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 003/1997-ANEEL, no 
que consta do Processo nº 48500.005024/2020-01 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da EMT, correspondendo a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,90% sendo de 10,36% em média para 
os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 8,34% 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 EMT; 
 
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. 
 
VI. DA RECOMENDAÇÃO 
 
60. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do 
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DEVETH LIMA FERREIRA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
FABIANO DA COSTA CAMILO 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
(Assinado digitalmente) 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
De acordo: 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
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Fls. 20 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário 
 
Nome 
Atividade 
Deveth Lima Ferreira  
Técnico Responsável 
Cecília Magalhães Francisco 
Consultor Técnico  
Marcelo Hlebetz 
Consultor Técnico 
Aline de Oliveira Moura 
Técnico – Suporte TI 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Otávio Henrique Galeazzi Franco 
Coordenador - Processos Tarifários 
Flávia Lis Pederneiras 
Técnico Responsável – Estrutura Tarifária 
Diego Luís Brancher 
Coordenador Adjunto - Estrutura Tarifária e Mercado 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Marco Aurélio Silva do Santos 
Suporte – SAMP e Análise de Mercado 
Fabiano Costa Camilo 
Técnico - CVA 
Vinícius Menezes Rodovalho 
Técnico – Descontratações (REN 711/2016) 
André Valter Feil 
Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização  
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização  
Wendell Cassemiro da Silva 
Técnico – Rede Básica e Conexão 
André Lucio Neves 
Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão  
Denis Perez Januzzi 
Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão  
 
 
 
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA 
 
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição 
ANEXO II - Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP 
 
 
 
 
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Número: 48581.000620/2021-00
  Nome      Atividade  
  Deveth Lima Ferreira      Técnico Responsável  
Cecília Magalhães Francisco
Marcelo Hlebetz
Aline de Oliveira Moura
Francisco de Mattos Faé
Otávio Henrique Galeazzi Franco      Consultor Técnico
Consultor Técnico
Técnico – Suporte TI
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Coordenador - Processos Tarifários    
Flávia Lis Pederneiras
Diego Luís Brancher
Robson Kuhn Yatsu
Marco Aurélio Silva do Santos      Técnico Responsável – Estrutura Tarifária
Coordenador Adjunto - Estrutura Tarifária e Mercado
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Suporte – SAMP e Análise de Mercado    
Fabiano Costa Camilo
Vinícius Menezes Rodovalho
André Valter Feil
Felipe Augusto Cardoso Moraes      Técnico - CVA
Técnico – Descontratações (REN 711/2016)
Coordenador Adjunto – Encargos e Comercialização
Coordenador – Encargos e Comercialização    
Wendell Cassemiro da Silva
André Lucio Neves
Denis Perez Januzzi      Técnico – Rede Básica e Conexão
Coordenador Adjunto – Gestão da Geração e Transmissão
Coordenador – Gestão da Geração e Transmissão    
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 21 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
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 ainda não assinaram 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)13, 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  
Procedimentos Gerais 
1.4 
28/03/2016 
3.2  
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
26/01/2018 
3.3  
Custos de Transmissão 
1.0 
17/03/2014 
3.4  
Encargos Setoriais 
1.0 
17/03/2014 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2  
CVA 
1.0 
28/03/2016 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4  
Demais Componentes Financeiros 
1.5 
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 Energia 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 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses de Compras de Energia 
1.0 
28/03/2016 
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 
 
13 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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Número: 48581.000620/2021-00
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1      Procedimentos Gerais      1.4      28/03/2016    
3.2      Custos de Aquisição de Energia      1.1      26/01/2018    
3.3      Custos de Transmissão      1.0      17/03/2014    
3.4      Encargos Setoriais      1.0      17/03/2014    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2      CVA      1.0      28/03/2016    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4      Demais Componentes Financeiros      1.5      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 Energia 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    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses de Compras de Energia      1.0      28/03/2016    
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    
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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Fls. 22 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
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 Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta 
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as 
tarifas econômicas homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, 
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade. 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes 
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das 
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; 
 
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. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
9. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do 
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula 
Sétima do Contrato de Concessão: 
 
 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze 
meses anteriores ao reajuste em processamento; 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT

+
=
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0 
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Referência

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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* 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 48500.005024/2020-01 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia 
comprada em função do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado 
de Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior”, e o “Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior” e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou 
do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do 
mês anterior à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, 
a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
A. 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. 
 
B. Cômputo da 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.  
12. 
 
 
C. Cômputo da Parcela A 
 
13. 
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. 
 
14. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
1. Encargos Setoriais 
 
 
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Fls. 24 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
15. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são:  
 
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
 
16. 
Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, 
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em 
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
i) o desenvolvimento energético dos Estados;  
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,  
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão 
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas 
das concessionárias de distribuição;  
 
17. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores 
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário 
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, 
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350, 
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e 
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo 
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Fls. 25 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento 
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e 
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da 
CDE Conta-Covid. 
 
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  
 
18. 
Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET. 
 
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.  
 
19. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na 
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do 
PRORET. 
 
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
 
20. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo 
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de 
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica 
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET. 
 
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER 
 
21. 
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. 
 
 
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE) 
 
22. 
 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 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da 
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos 
percentuais de P&D e PEE. 
 
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição 
 
23. 
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.  
 
24. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
a. Custo de Rede Básica  
 
25. 
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. 
 
26. 
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, valoradas 
pelas tarifas vigentes homologadas em junho de cada ano. 
 
 
b. Custo de Conexão 
 
27. 
Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e 
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
 
28. 
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. 
 
29. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do 
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução 
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de 
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação 
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores 
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de 
serviço, sem efeitos retroativos. 
 
30. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados 
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-
se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o 
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de 
aniversário da concessionária de distribuição. 
 
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional  
 
31. 
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. 
 
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição 
 
32. 
Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras 
Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as 
partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de 
demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo 
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em 
resolução da distribuidora acessada. 
 
 
3. Compra de Energia 
 
33. 
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. 
 
34. 
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 
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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”.  
 
35. 
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. 
 
36. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados 
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por 
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto n° 7.246, de 
28/07/2010;  as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da 
desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de 
licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano.  
 
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto nº 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra no Submódulo 12.6 do PRORET; 
 
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras 
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para 
o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12.6 do PRORET;  
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas 
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;  
 
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da 
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
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Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de 
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e 
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº 
9.074, de 7/7/1995, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004; 
 
ix) Suprimento: 
refere-se 
à 
energia 
comercializada 
entre 
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária 
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é 
estabelecida pela ANEEL; 
 
x) Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se 
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras 
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto. 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
37. 
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. 
 
38. 
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. 
 
39. 
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 de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica14.  
 
40. 
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 
 
14 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. 
 
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valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
b. Valoração da Compra de Energia 
 
41. 
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. 
 
42. 
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. 
 
43. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits15 considerando o período de 
referência em questão.  
 
44. 
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.  
 
45. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.  
 
D. Cômputo da Parcela B 
 
46. 
O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que 
estabelece que o Valor da Parcela “B”, VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de 
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma: 
 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
 
onde: 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado 
de Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior” e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
 
15 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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47. 
Já o valor da Parcela “B” (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é 
calculado da seguinte forma: 
 
VPB1 = VPB0 x (IGPM – X) 
 
onde: 
 
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, 
ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o 
do mês anterior à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice 
sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e 
 
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
48. 
O Fator X16 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme 
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o 
equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. 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. 
 
49. 
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 
 
50. 
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 2.2 – Custos Operacionais do PRORET. 
 
51. 
Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da 
qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o 
comportamento de indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados 
indicadores dos serviços técnicos e comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes 
indicadores e o atendimento aos padrões estabelecidos pela ANEEL. 
 
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico 
 
52. 
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 
 
16 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET17. 
 
53. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste 
tarifário anual são:  
 
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais 
 
54. 
Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima 
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais 
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os 
respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC. 
 
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
 
55. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões 
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de 
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária 
anual são atualizados pela Selic18. 
 
➢ 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. 
 
 
 
17 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 
 
18 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. 33 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.  
 
56. 
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.  
 
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia 
 
57. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET19, aprovado 
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia 
 
58. 
Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou 
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de 
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das 
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
6. Demais Componentes Financeiros 
59. 
Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do 
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário. 
 
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
60. 
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. 
 
61. 
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. 
 
62. 
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. 
 
19 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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Processo nº 48500.005024/2020-01 
 
63. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, 
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta 
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
64. 
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. 
 
65. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve 
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos 
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT deve utilizar o mercado considerado no período de referência 
deste processo tarifário. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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* 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 RESULTADOS DO MCP 
 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens 
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os 
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do 
PRORET20. 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 1,90%. 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 7,82% e 
está detalhado no gráfico a seguir:  
 
20 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela 
aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo 
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. 
Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.  
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Gráfico II.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,43% 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$5
R$0
R$5
R$10
R$15
R$20
R$25
R$30
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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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. Desta forma, foi considerado o valor 
de R$ -35.997.785,37, o que representou uma redução no impacto da CVA de 0,71%. 
 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de 
compra de energia da distribuidora.  
R$0
R$1
R$2
R$3
R$4
R$5
R$6
R$7
R$8
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Tabela II.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 
 
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.  
401
222
212
215
217
217
215
214
210
225
244
244
205
217
217
217
229
232
232
232
232
232
232
232
232
232
 (80)
 (60)
 (40)
 (20)
 -
 20
 40
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
jan-20
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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  244 244
229 232 232 232 232 232 225232 232 232                                                                        
  217 222217 212217 215 217 217 215 214 210                                                                  205      
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
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Tabela II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
 
12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de 
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, 
e a cobertura tarifária econômica concedida.  
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Gráfico II.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 5,44% 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.  
 
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. 
 
 
 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
CCEAR-Q
CCEAR-D
CCEN
Itaipu
BILATERAL
CCGF
MCSD EN
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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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 
 
 
Glosa de Energia 
 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma 
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
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Tabela II.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
16. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os 
seguintes resultados: 
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/01/2020 e 01/01/2021, 
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 41.225.046,18 a preços de 
março/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 875.654 MWh, que representa 
9,23% do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo 
considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante 
definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor recalculado com o montante de 
exposições/sobrecontratações involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste 
processo tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2022. 
• 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$ -3.062.984,41. 
 
17. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de 
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
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Número: 48581.000620/2021-00

Fls. 44 Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 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 48500.005024/2020-01 
 
Gráfico II.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
18. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de 
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro 
no mercado de curto prazo 21 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 
 
Conta Bandeira 
 
21 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
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
R$ 12,6
R$ 14,9
R$ 28,8
R$ 29,6
R$ 13,0
R$ 12,4
R$ 5,8
-R$ 6,9
R$ 1,6
-R$ 4,7
R$ 4,7
0
100
200
300
400
500
600
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
fev/20
mar/20
abr/20
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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        R  $ 28,  8 R  $ 29,  6                        
                                        
R  $ 12,  R
6  $ 14  ,9        R  $ 13  ,0 R  $ 12  ,4                
                                        
                        R  $ 5,  8 R
R$ 1,6          $ 4,  7
-                              R$ 6,  -
9  R$ 4,  7    
                                        
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005024/2020-01
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005024/2020-01 
19. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar 
as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. 
Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta 
Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens 
de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta 
forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
Tabela 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 
 
 
20. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada 
no processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta 
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas 
Repactuadas foi de 0,21%.  
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Processo nº 48500.005024/2020-01 
21. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, 
já descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e 
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 4,23%22.  
 
Tabela II.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
22. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, 
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o 
limite de sobrecontratação involuntária para o período. Para o período de janeiro de 2020 a janeiro 
de 2021, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 10,09%. 
 
 
 
 
 
 
22 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, DEVETH LIMA FERREIRA, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, FABIANO COSTA CAMILO
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