* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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Nota Técnica n° 162/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 14 de julho de 2021. 
 
 
Processo nº: 48500.005017/2020-09 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes ao DEMEI - Departamento Municipal de Energia 
de Ijuí 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 do DEMEI - 
Departamento Municipal de Energia de Ijuí, a vigorar a partir de 22 de julho de 2021, calculado em 
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na 
Cláusula Sexta dos Contratos de Concessão de Distribuição 085/2000 e seus termos aditivos e de acordo 
com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual é 
sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
 
II -  DOS FATOS 
 
2. 
O DEMEI, sediada na cidade de Ijuí/RS, atende aproximadamente 34,34 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual na ordem 
de R$ 72,9 milhões. 
 
Tabela 1. Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
* Fonte: SAMP – competência maio/21. 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
31.013
6.146
56,5%
Industrial
67
885
8,1%
Comercial
3.034
2.952
27,1%
Rural
11
3
0,0%
Iluminação Pública
1
555
5,1%
Poder Público
201
301
2,8%
Serviço Público
12
27
0,2%
Demais classes
3
14
0,1%
Total 
34.342
10.882
100%
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Fls. 2 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.728, de 22/07/2020, o reajuste tarifário 
anual do DEMEI representou, em média, uma variação das tarifas homologadas em 2020 de 6,49%. 
 
4. 
No dia 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. 
O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 do DEMEI ocorre em um momento de pressão 
tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com 
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, aliados a condições desfavoráveis para geração 
hídrica verificadas em 2021 e à redução de consumo resultante do isolamento social. 
 
6. 
Diante desse cenário, a ANEEL e o Poder Concedente, em conjunto com as demais 
entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, desenvolveram ações para mitigar parte 
do aumento tarifário que se observaria neste ano. O objetivo é preservar a capacidade de pagamento do 
consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor 
elétrico. 
 
7. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e a 
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
8. 
O Memorando nº 103/2021-SRM/ANEEL3, de 21 de junho de 2021, a SRM informou os 
respectivos montantes e preços de repasse de contrato bilateral de compra e venda de energia que a 
concessionária possui. 
 
9. 
Em 29 de junho de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 183/2021-SFF/ANEEL4, com os 
valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda, dos Excedente de Reativos e das Outras Receitas, 
além das informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras 
relativas ao DEMEI.  
 
10. 
Em 12 de julho de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF 5, o DEMEI encontra-se adimplente com suas 
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no 
art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.  
 
 
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
3 Documento SIC nº 48580.000465/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48536.002330/2021-00. 
5 Documento SIC nº 48581.001084/2021-00. 
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*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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11. 
Em 14 de julho de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores do DEMEI as 
planilhas com valores finais de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de 
março de 2015. 
 
 
III -  DA ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
12. 
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, sendo os custos referentes à Parcela B 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 
 
13. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual do DEMEI é de julho/2020 a 
junho/2021. 
 
C. Receita Anual 
 
14. 
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 
 
 
D. PARCELA A 
 
15. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e  
as condições vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de 
energia elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT), os 
custos 
com 
Encargos 
Setoriais 
(ES), 
conforme 
detalhado 
no 
Anexo 
II 
da 
presente  
Nota Técnica. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
140.331
             
72.326.988
          
A4   (2,3 kV a 25 kV)
30.853
                
13.889.345
          
BT  (menor que 2,3 kV)
109.478
             
58.437.643
          
Demais Livres
2.341
                  
630.692
                
Total
142.673
             
72.957.680
          
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 1 40.331 72.326.988
A4 (2,3 kV a 25 kV) 3 0.853 13.889.345
BT (menor que 2,3 kV) 1 09.478 58.437.643
Demais Livres 2 .341 6 30.692
Total 142.673 72.957.680
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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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1. Encargos Setoriais 
 
16. 
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 
nesta 
revisão 
tarifária, 
bem 
como  
os dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
 
Tabela 3. Encargos Setoriais 
 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
17. 
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. 
 
18. 
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. Energia Requerida e Perdas Elétricas 
 
19. 
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 
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
84.774
                  
80.165
                  
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
7.565.372
            
9.283.323
            
REH 2.864/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.389.333
            
977.027
                
DSP 2.049/2021
PROINFA
1.008.541
            
1.306.945
            
REH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
627.172
                
675.383
                
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
10.675.192
          
12.322.843
          
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
MUST Itaipu
595.727
                
507.274
             
Transporte de Itaipu
738.495
                
581.825
             
Total dos Custos de Transporte
1.334.222
            
1.089.099
          
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Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 84.774 80.165 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 7.565.372 9.283.323 REH 2.864/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1.389.333 9 77.027 DSP 2.049/2021
PROINFA 1.008.541 1.306.945 REH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 6 27.172 6 75.383 Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários 10.675.192 12.322.843
Processo Anterior Processo Atual
Componente
(R$) (R$)
MUST Itaipu 5 95.727 5 07.274
Transporte de Itaipu 7 38.495 5 81.825
Total dos Custos de Transporte 1 .334.222 1 .089.099
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Fls. 5 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição. A tabela abaixo apresenta os 
valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário do DEMEI. 
 
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
20. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica do DEMEI 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 
 
21. 
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. 
 
22. 
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 
Mem. nº 103/2021-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 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
2,39%
1,89%
REH 2.272/2017
Técnica (s/ merc. injetado)
4,99%
4,99%
REH 2.272/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,32%
2,32%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
109.478
109.478
SAMP
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
140.331
                
140.331
                
Fornecimento
140.331
                
140.331
                
Consumidores Livres
2.341
                    
2.341
                    
Perdas Totais
14.909
                  
14.319
                  
Perdas Rede Básica
3.517
                    
3.503
                    
Perdas na Distribuição
11.392
                  
10.816
                  
Perda Não Técnica
2.622
                    
2.074
                    
Perda Técnica
8.771
                    
8.742
                    
Energia Requerida
155.240
                
154.651
                
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Perdas DRA DRP Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 2,39% 1,89%
Técnica (s/ merc. injetado) 4,99% 4,99% REH 2.272/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,32% 2,32% CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh) 109.478 109.478 SAMP

Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)
Mercado Total 1 40.331 1 40.331
Fornecimento 1 40.331 1 40.331
Consumidores Livres 2.341 2.341
Perdas Totais 1 4.909 1 4.319
Perdas Rede Básica 3.517 3.503
Perdas na Distribuição 11.392 10.816
Perda Não Técnica 2.622 2.074
Perda Técnica 8.771 8.742
Energia Requerida 1 55.240 1 54.651
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado    Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes      
  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  
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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 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
23. 
A Tabela a seguir demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os 
seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
4. Receitas Irrecuperáveis 
 
24. 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa que 
tem baixa expectativa de arrecadação, em função da inadimplência por parte dos consumidores. A Tabela 
abaixo apresenta os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados neste processo 
tarifário, por classe de consumo, para o DEMEI. 
 
Tabela 9. Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
E. PARCELA B 
 
25. 
Basicamente, o cálculo da Parcela B é efetuado considerando a TUSD fio B vigente aplicado 
ao Mercado de Referência, acrescenta-se as receitas referentes a Ultrapassagem de Demanda (UD), 
Excedente de Reativos (ER) e Outras Receitas (OR) do último processo tarifário e esse saldo é corrigido 
pela inflação e pelo Fator X. Após isso, desconta-se as receitas referentes a Ultrapassagem de Demanda 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilaterais
83.916
                           
78.796
                           
184,25
           
14.518.136
         
TRADENER
83.916
                           
78.796
                           
184,25
           
14.518.136
         
Energia Base
80.559
                           
75.855
                           
194,56
           
14.758.491
         
Geração Própria
3.555
                              
3.338
                              
142,80
           
476.720
               
Cota Angra I/Angra II
5.034
                              
4.727
                              
249,64
           
1.180.039
            
Cotas Lei n º 12783/2013
40.349
                           
37.887
                           
118,51
           
4.490.001
            
Itaipu (tirando as perdas)
28.157
                           
26.439
                           
325,72
           
8.611.732
            
PROINFA
3.463
                              
3.463
                              
-
                  
-
                        
Total
164.475
                         
154.651
                         
189,31
           
29.276.628
         
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
43.424.059
                    
0,08%
52.822
    
Industrial
5.332.609
                      
0,00%
84
            
Comercial
19.542.535
                    
0,05%
16.054
    
Rural
16.892
                            
0,01%
4
              
Iluminação Pública
2.144.128
                      
0,00%
-
           
Poder Público
2.251.770
                      
0,00%
-
           
Serviço Público
158.308
                         
0,00%
-
           
Demais
103.154
                         
0,00%
-
           
TOTAL 
72.973.454
                    
-
                              
68.963
    
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Número: 48581.001098/2021-00
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
Bilaterais 83.916 78.796 1 84,25 14.518.136  
TRADENER 83.916 78.796 184,25 14.518.136  
Energia Base 80.559 75.855 1 94,56 14.758.491  
Geração Própria 3 .555 3 .338 1 42,80 476.720
Cota Angra I/Angra II 5 .034 4 .727 2 49,64 1 .180.039
Cotas Lei n º 12783/2013 40.349 37.887 1 18,51 4 .490.001
Itaipu (tirando as perdas) 28.157 26.439 3 25,72 8 .611.732
PROINFA 3 .463 3 .463 - -  
Total 164.475 154.651 1 89,31 29.276.628  
DESCRIÇÃO - Tipo RECEITA (R$) Percentual RI Reais RI  
Residencial 4 3.424.059 0,08% 52.822
Industrial 5.332.609 0,00% 84
Comercial 1 9.542.535 0,05% 16.054
Rural 1 6.892 0,01% 4
Iluminação Pública 2.144.128 0,00% -
Poder Público 2.251.770 0,00% -
Serviço Público 158.308 0,00% -
Demais 103.154 0,00% -  
TOTAL 7 2.973.454  - 68.963
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Fls. 7 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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(UD), Excedente de Reativos (ER) e Outras Receitas (OR) do atual reajuste. A tabela abaixo demonstra o 
cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros associados: 
 
Tabela 10. Cálculo da Parcela B 
 
 
F. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
26. 
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 
concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às concessionárias.  
 
27. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
15.597.545
        
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,08410
             
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
16.909.289
    
SGT/ANEEL
(4) IPCA
8,35%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
4,92%
(5.1) Componente Pd do Fator X
0,63%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
3,77%
REH 2.272/2017
(5.3) Componente Q do Fator X
0,52%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
1.390.176
      
(6.1) Outras Receitas (OR)
1.110.001
          
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
85.969
                
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
194.205
             
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
16.099.141
        
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Número: 48581.001098/2021-00
Descrição Valores Referência  
(1) Parcela B Ano Anterior 1 5.597.545 TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB 1,08410 SGT/ANEEL  
(3) Parcela B econômica = (1)*(2) 16.909.289 SGT/ANEEL  
  Indicador econômico oficial
(5) Fator X 4,92%  
(5.1) Componente Pd do Fator X 0,63% Pd Ex-Post  
(5.2) Componente T do Fator X 3,77%  
(5.3) Componente Q do Fator X 0,52% PRORET 2.5 A  
(6) UDEROR 1.390.176  
(6.1) Outras Receitas (OR) 1.110.001 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 8 5.969 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 194.205 Valores fiscalizados - SFF  
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 1 6.099.141  
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Fls. 8 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela 11. Componentes Financeiros 
 
 
 
 
 
G. Análise do Reajuste Tarifário Anual 
 
1. Resultados 
 
28. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA do DEMEI conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 9,58%.  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. 
 
29. 
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
4.125.758
           
5,7%
CVA em processamento - Transporte
1.055.794
           
1,4%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.668.170
           
2,3%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(53.410)
               
-0,1%
Neutralidade de Parcela A- Energia
64.064
                 
0,1%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
866.378
              
1,2%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(233.188)
             
-0,3%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(1.490)
                  
0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia
(346)
                     
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
3.742.201
           
5,1%
Reversão do Risco Hidrológico
(3.142.854)
          
-4,3%
Financeiro de recálculo de Receitas Irrecuperáveis (2018 - 2020)
(89.018)
               
-0,1%
Financeiro de recálculo de - Componente T (2018-2020)
(3.088.736)
          
-4,2%
Financeiro de recálculo de TFSEE
(14.915)
               
-0,02%
Total
4.898.409
           
6,71%
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Número: 48581.001098/2021-00
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 4.125.758 5,7%
CVA em processamento - Transporte 1.055.794 1,4%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1.668.170 2,3%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (53.410) -0,1%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  6 4.064  0,1%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 866.378 1,2%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (233.188) -0,3%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável ( 1.490) 0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia (346) 0,0%
Previsão de Risco Hidrológico 3.742.201 5,1%
Reversão do Risco Hidrológico ( 3.142.854) -4,3%
Financeiro de recálculo de Receitas Irrecuperáveis (2018 - 2020) (89.018) -0,1%
Financeiro de recálculo de - Componente T (2018-2020) ( 3.088.736) -4,2%
Financeiro de recálculo de TFSEE (14.915) -0,02%      
Total 4 .898.409 6,71%      
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Fls. 9 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Tabela 12. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
30. 
Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu com 
1,78%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por -1,57%, conforme mostrado na 
tabela acima. 
 
31. 
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: 
 
Tabela 13. Efeito médio  
 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
55.725.628
           
55.725.666
           
57.024.734
           
2,3%
1,78%
78,0%
Encargos Setoriais
10.675.185
           
10.675.192
           
12.322.843
           
15,4%
2,26%
16,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
84.774
                   
84.774
                   
80.165
                   
-5,4%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
7.565.367
              
7.565.372
              
8.089.334
              
6,9%
0,72%
11,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
-
                          
784.209
                 
0,0%
1,07%
1,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
-
                          
409.780
                 
0,0%
0,56%
0,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.389.332
              
1.389.333
              
977.027
                 
-29,7%
-0,57%
1,3%
PROINFA
1.008.541
              
1.008.541
              
1.306.945
              
29,6%
0,41%
1,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
627.171
                 
627.172
                 
675.383
                 
7,7%
0,07%
0,9%
Custos de Transmissão
16.371.555
           
16.371.566
           
15.356.300
           
-6,2%
-1,39%
21,0%
Rede Básica
7.189.315
              
7.189.320
              
7.234.356
              
0,6%
0,06%
9,9%
Rede Básica Fronteira
6.346.648
              
6.346.653
              
5.727.120
              
-9,8%
-0,85%
7,8%
MUST Itaipu
595.727
                 
595.727
                 
507.274
                 
-14,8%
-0,12%
0,7%
Transporte de Itaipu
738.495
                 
738.495
                 
581.825
                 
-21,2%
-0,21%
0,8%
Conexão
1.501.370
              
1.501.371
              
1.305.725
              
-13,0%
-0,27%
1,8%
Custos de Aquisição de Energia
28.614.245
           
28.614.265
           
29.276.628
           
2,3%
0,91%
40,0%
Receitas Irrecuperáveis
64.643
                   
64.643
                   
6896322%
7%
0,01%
0,1%
PARCELA B
17.247.788
           
17.247.788
           
16.099.141
           
-6,7%
-1,57%
22,0%
IRT
72.973.417
           
72.973.454
           
73.123.875
           
0,2%
0,21%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
4.898.409
              
6,71%
CVA em processamento - Energia
4.125.758
              
5,65%
CVA em processamento - Transporte
1.055.794
              
1,45%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.668.170
              
2,29%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(53.410)
                  
-0,07%
Neutralidade de Parcela A- Energia
64.064
                   
0,09%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
866.378
                 
1,19%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(233.188)
                
-0,32%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(1.490)
                    
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(346)
                        
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
3.742.201
              
5,13%
Reversão do Risco Hidrológico
(3.142.854)
            
-4,31%
Financeiro de recálculo de Receitas Irrecuperáveis (2018 - 2020)
89.018,18
-              
-0,12%
Financeiro de recálculo de - Componente T (2018-2020)
3.088.736,06
-        
-4,23%
Financeiro de recálculo de TFSEE
14.914,71
-              
-0,02%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,66%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,58%
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
15,00%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,26%
Efeito Médio AT+BT
9,58%
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Fls. 10 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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32. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se 
deve em boa parte pela pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores da AT, 
como o aumento da CDE e dos custos de rede básica considerados na tarifa (soma dos componentes 
econômicos e financeiros se comparados com os valores de 2020). 
 
2. Análise Parcela A 
 
33. 
O total dos Encargos Setoriais variaram 15,4% em relação ao processo tarifário anterior, 
correspondendo a um efeito médio de 2,26%. Destaca-se que, 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, 0,56% e 1,07%. Por outro lado, os Encargos de ESS/EER 
apresentaram um efeito redutor de -0,57%, visto que, com a recente aprovação dos novos parâmetros 
das Bandeiras Tarifárias pela Aneel, houve uma redução da cobertura de ERR, de 60% para 40%, da receita 
fixa dos geradores. 
 
34. 
Os custos de transporte tiveram uma variação de -6,2%, também em relação aos custos do 
processo anterior, correspondendo a um efeito de -1,39%. Sobre esse item, destaca-se os custos com a 
Rede Básica e Rede Básica Fronteira, impacto conjunto de -0,79%, devido as novas Receitas Anuais 
Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUSTs), aprovadas por meio das Resoluções 
Homologatórias nº 2.895 e nº 2.896, ambas de julho de 2020.  
 
35. 
Os custos de compra de energia tiveram uma variação de 2,3%, representando um efeito 
médio de 0,91% nas tarifas. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia 
proveniente do contrato bilateral com a Tradener Ltda. que sofreu reajuste relevante, pois a tarifa 
depende do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. 
 
36. 
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 14. Comparação da variação do custo de energia 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Cota Angra I e Angra II
5.167
                   
5.034
                   
-2,6%
269,75
                
249,64
                
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
38.013
                 
40.349
                 
6,1%
112,02
                
118,51
                
5,8%
Itaipu
27.487
                 
28.157
                 
2,4%
340,98
                
325,72
                
-4,5%
Bilateral
79.490
                 
83.916
                 
5,6%
171,03
                
184,25
                
7,7%
Geração Própria
3.555
                   
3.555
                   
0,0%
105,19
                
142,80
                
35,8%
Proinfa
3.259
                   
3.463
                   
6,3%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(1.730)
                  
(9.824)
                  
467,7%
219,06
                
193,64
                
-11,6%
TOTAL
155.240
               
154.651
               
-0,4%
184,32
                
189,31
                
2,7%
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Geração Própria
Proinfa  5 .167 5.034 -2,6%
3 8.013 40.349 6,1%
2 7.487 28.157 2,4%
7 9.490 83.916 5,6%
3 .555 3.555 0,0%
3 .259 3.463 6,3%  2 69,75 2 49,64 -7,5%
1 12,02 1 18,51 5,8%
3 40,98 3 25,72 -4,5%
1 71,03 1 84,25 7,7%
1 05,19 1 42,80 35,8%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  (1.730) (9.824) 467,7%  2 19,06 1 93,64 -11,6%  
TOTAL  1 55.240 1 54.651 -0,4%  1 84,32 1 89,31 2,7%  
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Fls. 11 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia 
 
37. 
Por fim, as Receitas Irrecuperáveis tiveram uma variação de 7% no atual processo tarifário, 
com efeito de 0,01%.  
 
3. Análise Parcela B 
 
38. 
A atualização da Parcela B representou -1,57% na composição do efeito médio, refletindo 
a variação acumulada do IPCA, de 8,35% no período de referência, descontada do Fator X de 4,92%, além 
do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem 
de Demanda (UD). 
 
39. 
Relevante destacar que no atual processo, está sendo processado ajuste do cálculo da 
Parcela B dos processos tarifários do DEMEI de 2018 a 2020, pela incorreta aplicação do componente T 
do Fator X homologado na Revisão Tarifária Periódica de 2017 da distribuidora. Tal ajuste implica, além 
de um acerto financeiro dos valores arrecadados a mais, a inclusão de uma “bolha econômica”, de modo 
a corrigir o atual nível da Parcela B da empresa. 
 
4. Análise dos Componentes Financeiros 
 
40. 
Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, esses 
contribuíram com o efeito de 6,71% no atual reajuste tarifário. Destaca-se a CVA em Processamento – 
Energia, com efeito de 5,7%. 
 
41. 
Dentre os componentes financeiros apurados, aqueles relacionados aos itens de custo 
0,91%
-0,15%
0,09%
-0,45%
1,30%
0,17%
-0,05%
Total
 Cotas        Angra
I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Geração Própria
 Proinfa
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cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias podem ser visualizados na tabela abaixo, juntamente com 
a respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco Hidrológico concedida no 
processo anterior.    
 
Tabela 15. Componentes Financeiros Relacionados às Bandeiras Tarifárias 
 
 
42. 
Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de  
R$ 5,6 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de R$ 1,77 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$ 3,1 milhões).  
 
43. 
Com a adoção dessas duas medidas, conclui-se que as receitas de bandeiras e de previsão 
de risco hidrológico concedida no ano anterior não foram suficientes para cobrir totalmente os custos, 
ficando descobertos um valor de 682 mil, os quais contribuíram com o efeito de 0,93%  
no presente reajuste tarifário. 
 
44. 
Dado que no último processo tarifário foi considerada a última parcela referente ao 
recálculo da CVA Energia dos processos tarifários de 2014 a 2016, devido ao atraso no processo de 
desverticalização da usina Passo de Ajuricaba, cuja prorrogação de contrato de concessão ocorreu nos 
termos da Medida Provisória no 579, de 11/09/2012, esse financeiro deixou de ser considerado no 
presente processo tarifário. 
 
45. 
Recorda-se que a energia gerada pela usina Passo de Ajuricaba passou a ser contabilizada 
pela CCEE apenas em fevereiro de 2016, quando foi finalizado seu processo de desverticalização.  Logo, 
entre janeiro de 2013 e fevereiro de 2016, a PCH não era considerada como geração própria nem como 
uma geradora que injetava energia nas redes do DEMEI. Assim, o cálculo da CVA, para o período 
mencionado, foi impreciso pois não contemplava a correta energia entregue a distribuidora. 
 
46. 
Como intuito de corrigir tal distorção, na revisão tarifaria de 2017 do DEMEI, as CVAs foram 
recalculadas, obtendo-se uma diferença em favor da modicidade tarifaria de - R$ 9.771.477,93. A decisão 
foi que este valor seria diferido em 4 parcelas (2017 a 2020). Portanto o atual reajuste tarifário, não mais 
considera este passivo. 
Descrição
Valor (mil R$)
Impacto
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas
1.535,84
        
2,10%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas
1.135,10
        
1,56%
CVA Energia - Risco Hidrológico da UHE Itaipu
987,41
            
1,35%
CVA ESS/EER (sem bandeiras)
1.644,32
        
2,25%
Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras)
292,43
            
0,40%
Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias
5.595,10
        
7,67%
Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP)
(1.770,36)
       
-2,43%
Reversão da Previsão do Risco Hidrológico
(3.142,85)
       
-4,31%
Custo não coberto antecipadamente
681,88
            
0,93%
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47. 
Destaca-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo da 
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo 
tarifário. 
 
48. 
Outro financeiro com impacto relevante no atual processo tarifário é o ajuste da Parcela B 
dos processos tarifários conforme explicado no parágrafo 39. Esse financeiro é equivalente a R$ 3.088.736 
negativos, cujo efeito nas tarifas foi de -4,2%. 
 
49. 
No dia 15 de julho de 2021, o DEMEI encaminhou o Ofício n° 194/2021 pleiteando o 
diferimento de 50% do componente financeiro referente ao ajuste do cálculo da Parcela B dos processos 
de 2018 a 2020, equivalente a R$ 3.088.736,06, ficando os 50% restantes a serem aplicados no processo 
tarifário de 2022 da distribuidora. Adicionalmente, requereu o DEMEI a inclusão de valores do bônus de 
Itaipu que trata o Decreto n° 10.665/2021 no mesmo montante, de modo a não alterar o efeito médio ao 
consumidor proposto nos cálculos da SGT. 
 
50. 
Inicialmente destaco que o componente financeiro pleiteado pela empresa no 1º pedido 
diz respeito a um valor arrecadado a maior pela empresa de Parcela B, ou seja, se trata de dinheiro que 
permaneceu no caixa da empresa, não foi repassado à terceiros. Assim, entendo que este componente 
financeiro se trata de direito do consumidor, e não da empresa. Desta forma, entendo que não cabe à 
empresa pedir diferimento de algo que não é direito dela. 
 
51. 
Já com relação ao pleito de inclusão de componente financeiro referente ao bônus de 
Itaipu, destaco que a metodologia de alocação desses valores às distribuidoras, objeto do processo 
48500.001671/2021-16, envolve a análise conjunta da previsão de impactos tarifários de todas as 
concessionárias, uma vez que, trata-se de um recurso escasso, que deve ser distribuído prioritariamente 
para as concessionárias cujos efeitos tarifários, mesmo com a aplicação das demais soluções de mitigação, 
ainda encontram-se em patamares elevados. Nesse sentido, considerando o efeito tarifário médio 
proposto neste reajuste e considerando a negativa do 1º pleito da empresa, o DEMEI não se enquadra 
nos parâmetros propostos para alocação desse financeiro. 
 
5. Informações complementares 
 
52. 
O gráfico a seguir demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
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Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
53. 
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 de 29,6% para o ICMS e 
1,0% para o PIS e COFINS (total de 30,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 44,0% 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 
 
54. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão do DEMEI nos últimos dez anos (49,25%), comparada com a variação do IGP-M 
(131,19%) e do IPCA (74,08%) no mesmo período. 
 
Custo de 
Distribuição
22,0%
Custo de 
Energia
40,0%
Custo de 
Transporte
21,0%
Encargos 
Setoriais
16,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
Custo de       
Distribuição; 
15,3%
Custo de            
Energia; 
27,8%
Custo de     
Transmissão
; 14,6%
Encargos          
Setoriais; 
11,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,1%
ICMS; 
29,6%
PIS/COFINS; 
1,0%
Tributos; 
30,5%
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Gráfico 4: Evolução da tarifa Residencial B1 
 
H. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
55. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de julho/2020 a junho/2021, 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 
julho/2019 a junho/2020. 
 
Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
IV -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
56. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004,  
com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta dos Contratos de 
Concessão nº 085/2000. 
 
 
390,24
411,22
335,70
350,04
386,04
503,59
471,32
426,30
420,88
497,32
558,44
507,03
537,88
582,42
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
31.495
             
27.307
             
58.802
             
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(71)
                    
870
                   
799
                   
Subsídio Rural
(24)
                    
179
                   
154
                   
Total
31.400
             
28.356
             
59.755
             
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Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 31.495 27.307 58.802
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (71) 870 799
Subsídio Rural (24) 179 154  
Total 31.400 28.356 59.755  
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Fls. 16 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
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V -  DA CONCLUSÃO 
 
57. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nos 085/2000, no que consta 
do Processo nº 48500.005017/2020-09 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação do DEMEI, correspondendo a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,58% sendo de 15,00% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 8,26% 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 do DEMEI; 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;  
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 
 
58. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
(Assinado digitalmente) 
GUSTAVO GODOY DE LIMA 
Analista Administrativo 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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Fls. 17 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
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Equipe da SGT que contribuiu na elaboração deste processo tarifário 
 
Equipe 
Atividade 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador - Processos Tarifários 
Leonardo de Araújo Silva 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Gustavo Godoy de Lima 
Técnico Responsável 
Otávio Henrique Galeazzi Franco 
Revisão 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Adriano Almeida Trindade 
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária 
Aline Oliveira Moura 
Suporte – Sistemas 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização -  
André Valter Feil 
CVA 
Wendell Cassimiro da Silva 
Encargos de 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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Equipe  Atividade
Francisco de Mattos Faé  Coordenador - Processos Tarifários
Leonardo de Araújo Silva
Gustavo Godoy de Lima
Otávio Henrique Galeazzi Franco  Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável
Revisão
Robson Kuhn Yatsu
Adriano Almeida Trindade  Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Aline Oliveira Moura  Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes
André Valter Feil  Coordenador – Encargos e Comercialização -
CVA
Wendell Cassimiro da Silva  Encargos de Transmissão
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Fls. 18 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
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ANEXO I 
METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
 
I. 
OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante 
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016 
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 6, os quais têm caráter normativo e consolidam a 
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação 
setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as 
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
 
6 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia      1.0      28/03/2016    
6.2      Itaipu      1.0      01/06/2017    
6.3      Encargos de conexão A1      1.0      18/04/2012    
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Fls. 19 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
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6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e 
Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme 
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração 
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o 
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de 
Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: 
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de 
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital 
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica. 
 
8. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada 
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: 
 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
RR: Receita Requerida; 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o 
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação 
setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na 
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação 
da Inflação (IVI) e o Fator X; 
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Número: 48581.001098/2021-00
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e        
  Obrigações        
10.2    Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  23/03/2015  
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Fls. 20 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do 
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento 
tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo 
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de 
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão 
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da 
ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados 
no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões 
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes 
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de 
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário 
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta 
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o 
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados 
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii) 
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia 
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
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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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III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e 
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, 
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela 
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os 
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária;  
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;  
• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e  
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição. 
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante 
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão 
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos 
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º 
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 
2013. 
 
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
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*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia 
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em 
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução 
Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário 
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº 
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem 
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído 
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo 
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos 
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como 
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos 
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência 
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de 
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a 
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar 
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída 
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
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Fls. 23 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, 
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso 
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
17. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado 
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base 
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende 
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes 
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas 
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à 
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes. 
 
19. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL 
por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio 
de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para 
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela 
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
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22. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
23. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo 
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa 
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, 
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas 
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária 
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos. 
 
24. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com 
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se 
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período 
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da 
concessionária de distribuição. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A 
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do 
montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, 
em R$/MW. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante 
faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa 
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
28. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão 
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
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29. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225, 
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da 
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia 
vigentes na data da revisão. 
 
30. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos 
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto 
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas; 
 
• Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para 
o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
• Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do 
PRORET; 
 
• Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo 
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET; 
 
 
• Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
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• Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram 
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no 
Art. 15 do mesmo decreto;  
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos 
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na 
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é 
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos 
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica 
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
32. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no 
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante 
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas 
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
33. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da 
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
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de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica7.  
 
34. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores 
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – 
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
36. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 8 considerando o período de 
referência em questão.  
 
38. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, 
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos 
Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
39. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de 
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
 
7 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. 
8 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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Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe 
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, 
conforme fórmula abaixo: 
 
𝑉𝑅𝐼=
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}  
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela 
“B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma: 
 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓     
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de 
potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e 
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo 
2.7A; e 
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
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42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da 
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1,  definido como:  
 
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário. 
 
 
44. 
O Fator X9 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no 
Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados 
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e 
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula 
abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
45. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia 
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades 
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras. 
 
46. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação 
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
 
 
9 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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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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III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET10. 
 
49. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário 
anual são:  
 
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade 
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula 
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais 
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 
 
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da 
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindo-
se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio 
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada 
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, 
de 24/1/2002. 
• A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de 
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da 
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 
• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o 
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada 
especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, 
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes 
financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa 
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto 
 
10  Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em 
http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret 
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*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério 
da Fazenda (MF).  
 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados 
pela Selic11. 
• 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. 
 
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta 
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo 
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de 
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET12, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de 
 
11 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. 
12 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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liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
51. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
52. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
53. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras 
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do 
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
54. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em 
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio 
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de 
irrigação. 
 
55. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o 
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante 
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados 
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve 
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 
 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
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ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201613, de 14 de junho de 2016, publicar 
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as 
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com 
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
58. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as 
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma 
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE 
sobre as glosas realizadas. 
 
 
 
 
13 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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ANEXO II 
RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP 
 
 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens da 
Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os eventos 
tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do PRORET14. No 
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste 
tarifário anual pela Selic projetada de 4,15%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da 
CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados 
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 9,39% e está 
detalhado no gráfico a seguir:  
 
14 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela aplicação do 
Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2, é apurada a diferença entre 
o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura 
tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.  
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*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 2,43% 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 I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE
 
 
7. 
Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados nos 
Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3. 
 
 
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$100
R$0
R$100
R$200
R$300
R$400
R$500
R$600
Milhares
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho ANEEL n° 
986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros disponíveis no fundo 
de reserva para alívio futuro de encargos. Desta forma, foi considerado o valor de R$ -15.655,68, o que 
representou uma redução no impacto da CVA de 0,02%. 
 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra 
de energia da distribuidora.  
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia 
R$0
R$50
R$100
R$150
R$200
R$250
Milhares
EER
Excedente CONER
Cobertura
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10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela aplicação 
do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura tarifária concedida 
e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área em cinza representa o 
saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
11. 
A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3, 
cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados 
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
191
193
193
198
199
189
186
180
177
183
176
170
162
162
169
185
185
185
185
185
185
185
185
185
 -
 0
 0
 1
 1
 1
 1
 1
 2
0
50
100
150
200
250
300
350
400
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
 
12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra 
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura 
tarifária econômica concedida.  
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Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 5,65% 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 I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
 
14. 
Já a tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
 
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Tabela I.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 
inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
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Fls. 42 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
 
 
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 das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 
01/05/2020 e 01/04/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 1.535,00 a preços 
de julho/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 604,36 MWh, que representa 0,38% do Mercado 
Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido no Decreto nº 5.163/2004, não 
há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do mercado de curto prazo. 
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação do ano civil de 
2019 e 2020.  
• Até jun/19 a concessionária era totalmente suprida pela RGE, não havendo avaliação de sobrecontratação a 
ser feita antes deste período. 
 
17. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto 
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
 
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
18. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra 
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado 
0
2
4
6
8
10
12
14
16
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
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Fls. 43 Nota Técnica nº 162/2021-SGT/ANEEL, de 14/07/2020. 
 
 
*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 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
de curto prazo15 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no 
gráfico anterior.  
 
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
Conta Bandeira 
19. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as 
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. Também 
devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta Bandeira, pois 
pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens de custos são 
considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta forma, a tabela a 
seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
 
15 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).  
-R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
-R$ 0,0
R$ 0,0
R$ 0,0
-R$ 0,0
R$ 0,0
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
0
0
0
0
0
0
0
0
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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                    R          $ 0,  0
                                
                                
R      $ 0,  0
R  $ 0,  0 R  $ 0,  R
0  $ 0,  0
R
R$ 0,0  $ 0,  0        R$ 0,0
R$ 0,0
-R  $ 0,  0                        -R$ 0,0    
-R                          $ 0,  0    
                                
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Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de 
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
20. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no 
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o 
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi 
de 0,93%.  
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 2,73%16.  
 
16 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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Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual
 
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 DAVI ANTUNES LIMA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, GUSTAVO GODOY DE LIMA
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