* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004630/2020-09 
Revisão Tarifária Periódica 
 
 
 
 
 
NEOENERGIA DISTRIBUIÇÃO BRASÍLIA 
– NDB (antiga CEB) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RTP 2021 - Final 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA 
NOTA TÉCNICA 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004630/2020-09 
Nota Técnica no 242/2021–SGT/ANEEL 
 
Em 20 de outubro de 2021 
 
 
Processo n.º 48500.004614/2020-16 
 
Assunto: Resultado da Revisão Tarifária 
Periódica 
de 
2021 
da 
Neoenergia 
Distribuição Brasília – NDB (antiga CEB). 
  
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da revisão tarifária periódica de 2021 da 
Neoenergia Distribuição Brasília - NDB (antiga CEB)., após a fase da Consulta Pública nº 47/2021 e 
da Audiência Pública nº 22/2021. 
 
2. 
A presente proposta de revisão tarifária da NDB segue os procedimentos e 
metodologias de cálculo previstos nos Módulos 2, 3 e 7 do Procedimentos de Regulação Tarifária - 
PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária, do reajuste tarifário e da estrutura tarifária.  
 
3. 
A síntese das metodologias aplicáveis a esta revisão consta do Anexo II desta Nota 
Técnica. 
 
4. 
A Seção II apresenta uma descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da NDB. A 
Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do 
Reposicionamento Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes 
Financeiros e Fator X. A seção IV traz as conclusões. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
5. 
O Contrato de Concessão nº 066/1999, que regula a exploração dos serviços públicos 
de distribuição de energia elétrica na área de concessão da NDB, define a data de 22/10/2021 para 
a realização da revisão tarifária periódica. 
 
6. 
Em 10 de agosto de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública                
n° 47/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 11/08/2021 a 03/09/2021, com a Audiência Pública, por 
videoconferência, realizada em 26/08/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004614/2020-16 
7. 
Em 10 de setembro de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Distribuição – SRD enviou, por meio do Memorando nº 214/2020-SRD/ANEEL, a apuração das 
perdas na distribuição da concessionária, consolidada pela Nota Técnica n° 087/2021-SRD/ANEEL, 
de 15 de julho de 2021. 
 
8. 
Em 27 de setembro de 2021, as informações concernentes à validação de 
pagamentos da Parcela A, Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos da distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 276/2021-SFF/ANEEL. 
 
9. 
Em 30 de setembro de 2021, a Superintendência de Estudos de Mercado, por meio 
do Memorando nº 159/2021-SRM/ANEEL, informou os contratos bilaterais vigentes de compra e 
venda de energia celebrados pela distribuidora. 
 
10. 
Em 06 de outubro de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e 
Financeira – SFF, por meio do Memorando nº 289/2021-SFF/ANEEL, validou os dados para a 
composição da Base de Remuneração, conforme Nota Técnica nº 199-SFF/ANEEL, da mesma data. 
Adicionalmente, a SFF informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos da distribuidora no período após a RTP de 2016 até a DRAC. 
 
11. 
Em 13 de outubro de 2021, as contribuições referentes à Consulta Pública nº 47/2021 
foram analisadas e respondidas por meio da Nota Técnica nº 234/2021-SGT/ANEEL. 
 
12. 
Em 15/10/2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou a 
proposta final da revisão tarifária, via e-mail, à Neoenergia Brasília - NDB e ao conselho de 
consumidores, reencaminhando em 20/10/2021. 
 
13. 
Em 18 de outubro de 2021, por meio da Carta NDB nº 16/20211, da mesma data, a 
confirmou tratamento especial de antecipar à inclusão de créditos de PIS e COFINS sobre o ICMS, 
no valor de R$ 162.439.326,98, e, conforme acordado com o Diretor Relator, também solicitou o 
repasse de componente financeiro passivo decorrente do Diferimento de Itaipu relativo aos 
pagamentos referentes à potência contratada de Itaipu, no valor de R$ 254.616.646,00, além do 
diferimento parcial do adiantamento do risco hidrológico, no valor de R$ 62.000.000,00. 
 
14. 
Em 20/10/2021, por meio da Carta NDB nº 17/20212, da mesma data, em 
complemento a resposta ao Ofício nº 188/2021-DIR/ANEEL, a concessionária, diante da informação 
que seria acrescentado o componente financeiro da bandeira de escassez hídrica ao processo, 
revisou a antecipação dos créditos de PIS e COFINS sobre o ICMS para R$ 60.000.000 e 
desconsiderou o adicional da previsão do risco hidrológico. 
 
15. 
Em 20 de outubro de 2021, a proposta da revisão tarifária final foi encaminhada à 
NDB e aos representantes do Conselho de Consumidores. 
 
 
1 Documento nº 48513.028616/2021-00 
2 Documento nº 48513.028930/2021-00 
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
16. 
Segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de 
Administração e Finanças - SAF, a Neoenergia Brasília se encontra adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reposicionamento de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto 
no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
17. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP, as tarifas são reposicionadas levando-se em 
consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e 
as alterações na estrutura de custos.  
 
18. 
No momento da RTP, também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos 
reajustes tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de 
produtividade obtidos pela concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de 
incentivos que foram estabelecidos pela ANEEL nos processos tarifários.    
 
19. 
Além disso, são definidas as perdas técnicas e não técnicas regulatórias a serem 
aplicadas nos processos tarifários. Para a definição das perdas não técnicas, a ANEEL compara o 
desempenho das concessionárias, determinando uma trajetória para cada uma delas no ciclo.  
 
20. 
Os detalhes das metodologias aplicadas nos processos de revisão tarifária estão 
descritos no Anexo II desta nota técnica.  
 
B. Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da Neoenergia Brasília é de 
outubro/2020 a setembro/2021. 
 
C. Receita Verificada  
 
16. 
No cálculo da Receita de Verificada, foram considerados os dados de mercado 
informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste 
tarifário homologado em 2020. Ressalta-se que os dados referentes ao mês de setembro/2021 
foram repetidos de agosto/2021. 
 
22. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RV) por subgrupo 
tarifário e nível de tensão. 
 
 
 
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
Tabela 1. Receita Verificada 
 
 
D. PARCELA A 
 
23. 
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) e as Receitas Irrecuperáveis, conforme detalhado no 
Anexo II da presente Nota Técnica. 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
24. 
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  
 
25. 
Os encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária, bem como os dispositivos 
legais associados, estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 2. Encargos Setoriais 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
5.365.466
         
2.706.021.773
    
A2   (88 a 138 kV)
112.721
             
39.836.869
         
A3a (30 kV  a 44 kV)     
31.130
               
13.506.907
         
A4   (2,3 kV a 25 kV)
882.930
             
417.112.039
       
As
321.520
             
184.210.274
       
BT  (menor que 2,3 kV)
4.017.166
         
2.051.355.683
    
Demais Livres
1.002.575
         
138.401.999
       
Distribuição
327.034
             
15.764.131
         
Geração
-
                     
9.651.000
            
Total
6.695.074
         
2.869.838.903
   
Descrição
Valor (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.460.820
           
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
487.522.651
       
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
41.566.514
         
DSP nº 2.690/2021
PROINFA
57.383.789
         
ReH  2.815/2020
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
25.653.561
         
Res. Normativa nº 316/2008
Total
614.587.334
      
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 5 .365.466 2.706.021.773
A2 (88 a 138 kV) 1 12.721 39.836.869
A3a (30 kV a 44 kV) 3 1.130 13.506.907
A4 (2,3 kV a 25 kV) 8 82.930 417.112.039
As 3 21.520 184.210.274
BT (menor que 2,3 kV) 4 .017.166 2.051.355.683
Demais Livres 1 .002.575 138.401.999
Distribuição 3 27.034 15.764.131
Geração - 9 .651.000
Total 6 .695.074 2.869.838.903
Descrição Valor (R$) Dispositivo Legal      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2.460.820 Conforme módulo 5.5 do PRORET      
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.  4 87.522.651
41.566.514
57.383.789
25.653.561  REH 2.864/2021 e DSP 939/2021
DSP nº 2.690/2021
ReH 2.815/2020
Res. Normativa nº 316/2008  
Total 614.587.334      
      
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26. 
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. 
 
27. 
Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados 
nesta revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
 
 
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Energia requerida e perdas regulatórias 
 
28. 
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 a furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento 
e das unidades consumidoras sem equipamento de medição. 
 
29. 
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado 
pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio da Nota Técnica n° 87/2021-
SRD/ANEEL, no percentual de 7,73% sobre a energia injetada.  
 
30. 
A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não 
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão 
com certo grau de semelhança socioeconômica. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não 
técnica para a concessionária, obtida conforme Submódulo 2.6 do PRORET. 
 
 
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
197.591.019
     
Rede Básica Fronteira
60.721.014
       
Rede Básica ONS (A2)
430.440
             
MUST Itaipu
24.498.004
       
Transporte de Itaipu
29.512.861
       
Conexão
13.383.998
       
Total
326.137.336
    
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Descrição Valor (R$)  
Rede Básica 197.591.019
Rede Básica Fronteira 60.721.014
Rede Básica ONS (A2) 4 30.440
MUST Itaipu 24.498.004
Transporte de Itaipu 29.512.861
Conexão 13.383.998  
Total 326.137.336  
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
Tabela 4. Trajetória Perdas Não Técnicas Regulatória 
 
 
 
 
31. 
No caso da NDB, estabeleceu-se como ponto de partida e meta o valor de 7,79% 
sobre o mercado de baixa tensão medido, que corresponde à 6,79% sobre o mercado de baixa 
tensão faturado, sem trajetória de redução, conforme disposto no Submódulo 2.6 do PRORET. 
 
32. 
Para o cálculo das perdas das perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica 
foram utilizados os dados contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses.  
 
33. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo 
de revisão tarifária. 
 
Descrição
PNT
a. Meta Ciclo Anterior Faturada
6,25%
b. Diferença entre Medido e Faturado
1,01%
c. Meta Ciclo Anterior Medida [b + c]
7,26%
d. Média Histórico Medida
11,03%
e. Ponto de Partida [ = máximo (7,5% e mínimo (c & d) ]
7,50%
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
g. Empresa Benchmark
 ETO 
 ESE 
 ESE 
h. Perda Benchmark (PNT/BT)
2,78%
8,91%
8,91%
i. Perda CEB (PNT/BT)
12,31%
12,31%
12,31%
j. Probabilidade de Comparação
51,56%
94,10%
89,06%
k. Meta baseada em cada Benchmark   [ h x j + (1 - j) x i ] 
7,40%
9,11%
9,29%
l. Meta média dos Benchmarks  [média( 8 ) ]
8,60%
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
m. Empresa Benchmark
 ETO 
 ESE 
 ESE 
n. Perda Benchmark (PNT/BT)
2,78%
8,91%
8,91%
o. Perda CEB (PNT/BT) - Referência Perdas Ciclo Anterior
8,62%
8,62%
8,62%
p. Probabilidade de Comparação
51,56%
94,10%
89,06%
q. Meta baseada em cada Benchmark   [ n x p + ( 1 - p) x o ] 
5,61%
8,90%
8,88%
r. Meta média dos Benchmarks  [ = média (q) ]
7,79%
s. Ponto de Partida [ = máximo( e & r ) ]
7,79%
t. Ponta de Chegada = mínimo (l & s) 
7,79%
Descrição
Ponto Partida
2021
2022
2023
2024
2025
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
7,79%
7,79%
7,79%
7,79%
7,79%
7,79%
Velocidade de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Limite de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)
7,79%
7,79%
7,79%
7,79%
7,79%
7,79%
Diferença entre medido e faturado
1,01%
1,01%
1,01%
1,01%
1,01%
1,01%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
6,79%
6,79%
6,79%
6,79%
6,79%
6,79%
Referencial Regulatório PT/Einj
7,73%
7,73%
7,73%
7,73%
7,73%
7,73%
Cálculo do Ponto de Partida e Chegada após análise de flexibilização
Cálculo da meta baseada nos Benchmarks
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Descrição PNT  
  
  
  
  
  
Descrição Modelo C Modelo G Modelo K    
  ETO ESE ESE  
    
    
    
    
    
    
    
Descrição Modelo C Modelo G Modelo K    
  ETO ESE ESE  
    
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004614/2020-16
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Pág 7 da Nota Técnica no 242/2021-SGT/ANEEL, de 20/10/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004614/2020-16 
Tabela 5. Energia Requerida 
 
 
 
b. Valoração da compra de energia 
 
34. 
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. 
 
35. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme 
tabela abaixo. 
 
 
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Preços e montantes 
Memorando nº 159/2021 – SRM 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.805/2020 
Itaipu 
Tarifa de Repasse de Potência 
REH 2812/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.746/2020 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Preços 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Preços 
Previsão SGT 
 
36. 
A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Descrição
Processo 
Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
5.365.466
           
5.365.466
           
Fornecimento
5.365.466
            
5.365.466
            
Consumidores Livres
1.329.608
            
1.329.608
            
Perdas Totais
1.032.126
           
1.042.096
           
Perdas Rede Básica
153.810
               
154.050
               
Perdas na Distribuição
878.315
               
888.046
               
Perda Não Técnica
313.340
               
301.737
               
Perda Técnica
564.975
               
586.309
               
Energia Requerida
6.397.591
           
6.407.562
           
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Processo
Processo Atual
Descrição Anterior
(MWh)
(MWh)
Mercado Total 5 .365.466 5 .365.466
Fornecimento 5 .365.466 5 .365.466
Consumidores Livres 1 .329.608 1 .329.608
Perdas Totais 1 .032.126 1 .042.096
Perdas Rede Básica 153.810 154.050
Perdas na Distribuição 878.315 888.046
Perda Não Técnica 313.340 301.737
Perda Técnica 564.975 586.309
Energia Requerida 6 .397.591 6 .407.562
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes        
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.805/2020  
  Itaipu      Tarifa de Repasse de Potência      REH 2812/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.746/2020  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Preços      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Preços      Previsão SGT  
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
Tabela 7. Custo com Compra de Energia 
 
 
4. Receitas Irrecuperáveis (RI) 
 
37. 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa 
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores. 
A Tabela abaixo apresenta o resultado do cálculo do valor a ser considerado nesta revisão tarifária. 
 
Tabela 8. Receitas Irrecuperáveis 
 
 
 
E. PARCELA B 
 
1. Custos Operacionais (CO) 
 
38. 
A determinação do nível eficiente para os custos operacionais é obtida pela 
comparação entre as distribuidoras levando-se em consideração as características de cada 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante 
Considerado (MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa         
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
3.953.522
                     
2.716.254
                     
233,40
          
633.983.767
       
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.631.194
                     
1.120.706
                     
305,65
          
342.542.993
       
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.046.590
                     
719.056
                        
217,30
          
156.252.396
       
Madeira e Belo Monte
1.275.738
                     
876.492
                        
154,24
          
135.188.378
       
Bilaterais
823.823
                        
1.329.756
                     
355,31
          
472.479.687
       
CEB Lajeado
823.823
                        
566.005
                        
293,21
          
165.958.194
       
Corumbá Concessão S.A
665.760
                        
457.408
                        
390,15
          
178.457.812
       
Energética Corumbá III S/A
445.884
                        
306.343
                        
418,04
          
128.063.681
       
Energia Base
3.376.486
                     
2.361.552
                     
209,77
          
495.384.198
       
Cota Angra I/Angra II
243.509
                        
167.302
                        
249,64
          
41.765.278
         
Cotas Lei n º 12783/2013
1.687.019
                     
1.159.061
                     
122,65
          
142.157.370
       
Itaipu (tirando as perdas)
1.312.558
                     
901.789
                        
345,38
          
311.461.550
       
PROINFA
133.401
                        
133.401
                        
-
                 
-
                       
Total
8.153.831
                    
6.407.562
                    
249,99
          
1.601.847.651
   
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI (c/tributos)
Residencial
1.311.943.076
           
0,55%
10.579.101
                
Industrial
170.728.493
              
0,43%
1.093.783
                  
Comercial
765.560.096
              
0,42%
4.712.050
                  
Rural
72.728.105
                
0,19%
200.149
                      
Iluminação Pública
120.238.136
              
0,00%
1.779
                          
Poder Público
243.536.775
              
0,07%
259.438
                      
Serviço Público
138.495.717
              
0,00%
-
                              
Demais
46.608.506
                
-
                              
-
                              
TOTAL 
2.869.838.903
          
16.846.299
                
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Número: 48581.001637/2021-00
Montante Contratado Montante Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) Considerado (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 3 .953.522 2 .716.254 2 33,40 6 33.983.767  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 1 .631.194 1 .120.706 305,65 3 42.542.993
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 1 .046.590 719.056 2 17,30 1 56.252.396
Madeira e Belo Monte 1 .275.738 876.492 1 54,24 1 35.188.378  
Bilaterais 823.823 1 .329.756 3 55,31 4 72.479.687  
CEB Lajeado 823.823 566.005 293,21 1 65.958.194
Corumbá Concessão S.A 665.760 457.408 390,15 1 78.457.812
Energética Corumbá III S/A 445.884 306.343 418,04 1 28.063.681  
Energia Base 3 .376.486 2 .361.552 2 09,77 4 95.384.198  
Cota Angra I/Angra II 243.509 167.302 2 49,64 41.765.278
Cotas Lei n º 12783/2013 1 .687.019 1 .159.061 1 22,65 1 42.157.370
Itaipu (tirando as perdas) 1 .312.558 901.789 3 45,38 3 11.461.550
PROINFA 133.401 133.401 - -  
Total 8.153.831 6.407.562 2 49,99 1 .601.847.651  
DESCRIÇÃO - Tipo RECEITA (R$) Percentual RI Reais RI (c/tributos)    
Residencial 1 .311.943.076
Industrial 170.728.493
Comercial 765.560.096
Rural 72.728.105
Iluminação Pública 120.238.136
Poder Público 243.536.775
Serviço Público 138.495.717
Demais 46.608.506  0,55% 10.579.101  
  0,43% 1.093.783  
  0,42% 4.712.050  
  0,19% 2 00.149  
  0,00% 1.779  
  0,07% 2 59.438  
  0,00% -  
  - -  
TOTAL 2.869.838.903 1 6.846.299    
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
concessionária (extensão de redes, número de consumidores e mercado, entre outras).  A tabela a 
seguir resume o cálculo de definição dos custos operacionais regulatórios para a distribuidora 
 
Tabela 9. Custos operacionais regulatórios no reposicionamento 
 
 
 
Comparação com intervalo de CO eficientes 
 
 
Avaliação do prêmio de eficiência 
 
 
 
 
 
 
 
39. 
No caso da Neoenergia Brasília a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa 
está abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que haverá trajetória de 
aumento destes custos ao longo do ciclo (componente t do Fator X negativo).  
 
 
2. Base de Remuneração Regulatória (BRR), Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração 
Regulatória (QRR) 
 
40. 
A Base de Remuneração consiste no montante de investimentos realizados pelas 
concessionárias na prestação dos serviços de distribuição de energia. 
 
41. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória 
Líquida e do Custo de Capital. O custo de capital representa o custo de oportunidade dos recursos 
do investidor, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade de distribuição de 
energia. 
 
42. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde a depreciação e 
amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à 
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
56,42%
60,66%
65,29%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
352.208.772
    
379.899.857
    
407.590.942
      
Descrição
3. OPEX nas tarifas - R$
4. Meta estudo de eficiência - R$
5. Variação Anual (%)
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.
Valor
326.212.857
                                                                  
352.208.772
                                                                  
1,55%
352.208.772
                                                                  
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
353.624.422
    
8. Meta OPEX 
352.208.772
    
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
99,60%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
352.208.772
    
11. Número de anos no ciclo
5
                        
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
331.412.040
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11. Número de anos no ciclo  5  
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 331.412.040    
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prestação do serviço ao longo da sua vida útil, depende da Base de Remuneração Regulatória Bruta 
e da taxa média de depreciação. 
 
43. 
A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como 
o resultado do cálculo da remuneração do capital e da quota de reintegração. 
 
Tabela 10. Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
 
 
44. 
Em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.3 do Módulo 2 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – PRORET, os valores informados pela SFF foram atualizados pelo IPCA entre 
a data-base do laudo de avaliação, 28 de abril de 2021, e a data da revisão tarifária, 22 de outubro 
de 2021. 
 
3. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). 
 
45. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, 
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, 
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
46. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI: 
 
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
4.843.826.792
      
(2) Índice de Aproveitamento Integral
8.885.485
              
(3) Obrigações Especiais Bruta
840.070.005
         
(4) Bens Totalmente Depreciados
1.788.289.192
      
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
2.206.582.109
     
(6) Depreciação Acumulada
3.251.274.654
      
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
1.592.552.138
      
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
6.560.297
              
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) = (1)-(6)-(8)
1.585.991.840
      
(10) Almoxarifado em Operação
54.353
                   
(12) Obrigações Especiais Líquida
531.668.338
         
(13) Terrenos e Servidões
89.423.818
            
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13)
1.143.801.674
     
(15) Base de Remuneração Ativos Concessionária
1.143.801.674
      
(16) WACC antes de impostos
10,64%
(17) Remuneração Ativos Concessionária
121.648.289
         
(18) Base Obrigações Especiais
840.070.005
         
(19) Taxa de Remuneração das Obrigações Especiais
2,00%
(20) Remuneração de Obrigações Especiais
16.792.736
           
(24) Remuneração do Capital = (17)+(20)+(23)
138.441.025
         
(25) Taxa de Depreciação
3,71%
(29) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (25)
81.864.196
           
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Descrição  
  
  
  
  
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 2.206.582.109  
  
  
  
  
  
  
  
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13) 1.143.801.674  
  
  
(17) Remuneração Ativos Concessionária 121.648.289  
  
  
(20) Remuneração de Obrigações Especiais 16.792.736  
(24) Remuneração do Capital = (17)+(20)+(23) 138.441.025  
  
(29) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (25) 81.864.196  
  
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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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Tabela 11. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI 
 
 
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
47. 
O índice de ajuste de mercado considera os ganhos potenciais de produtividade no 
ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas definidas na 
revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual revisão 
tarifária, é de -0,02%. 
 
48. 
O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria 
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor 
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade 
técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na 
atual revisão tarifária, foi definido em 0,00%. 
 
49. 
A tabela a seguir resume o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da NDB. 
 
Tabela 12. Cálculo da Parcela B ajustada 
 
 
5. Outras Receitas (OR) 
 
50. 
As concessionárias de distribuição de energia elétrica possuem, além das receitas 
decorrentes da aplicação das tarifas, outras fontes de receita de atividades relacionadas com a 
Descrição
Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
337.803.407
   
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
152.011.533
   
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
40.536.409
     
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
145.255.465
   
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
15.879.007
     
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
7.946.527
       
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
35.130.967
     
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
58.956.502
    
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
331.552.136
          
Custos Operacionais (CO)
331.412.040
          
Custo Anual dos Ativos (CAA)
279.261.723
          
Remuneração do Capital (RC)
138.441.025
          
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
81.864.196
             
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
58.956.502
             
Parcela B (VPB)
610.813.859
          
 Índice de Produtividade da Parcela B
-0,02%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
0,00%
Parcela B com ajustes
610.920.074
          
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concessão de serviço público, que são denominadas de “Outras Receitas”. Estas podem ser 
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas inerentes ao serviço de 
distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades 
acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de 
concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. 
 
51. 
A tabela a seguir sintetiza o cálculo de “Outras Receitas”, calculada nos termos do 
Submódulo 2.7A do PRORET. 
 
Tabela 13. Outras Receitas 
 
 
6. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos   
 
52. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade na cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de 
conexão, sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda”. Além disso, também determina que 
seja aplicada cobrança sobre os montantes de energia reativa e demanda de potência reativa que 
infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado “Excedente de 
Reativos”. 
 
53. 
O tratamento destas receitas adicionais auferida pelas distribuidoras é calculada 
conforme o Submódulo 2.7A do PRORET.  
 
54. 
No caso da NDB, foram considerados os valores de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos entres outubro de 2020 a setembro de 2021, informados pela SFF. Tais 
valores foram corrigidos pela SELIC e subtraídos da Parcela B. 
 
55. 
Adicionalmente, foram considerados nesta revisão tarifária o saldo acumulado 
dessas receitas desde a data-base do laudo da última revisão tarifária (maio/2016) até 
fevereiro/2017 (período pré-DRAC), também informados pela SFF, conforme previsto no 
Submódulo 2.1A do Proret, proporcionalizados de acordo com o ciclo tarifário da empresa, 
corrigidos pela SELIC e também deduzidos da Parcela B. 
 
56. 
A tabela seguinte resume o saldo dessas receitas: 
 
Descrição das atividades
Compartilhamento
Receita 
Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
1.834.782
              
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
60%
3.876.536
              
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
60%
27.538.091
            
(2)  redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou 
transmissão;
60%
494.369
                 
Total
33.743.779
            
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Tabela 14. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
 
 
F.  COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS  
 
57. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas 
às distribuidoras. 
 
58. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros 
nesta revisão da Neoenergia Brasília. 
 
Tabela 15. Componentes Financeiros 
 
 
G. Análise da Revisão Tarifária Periódica 
 
1. Resultados 
 
59. 
O resultado da Revisão Tarifária da NDB conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 11,10%, sendo de 9,16%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 11,85%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
 
Descrição
total
Ultrapassagem de Demanda
9.616.709
           
Excedente Reativo
14.430.839
         
Total
24.047.548
        
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
399.056.232
         
13,91%
CVA em processamento - Transporte
46.522.533
           
1,62%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
73.984.260
           
2,58%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(2.606.688)
            
-0,09%
Neutralidade de Parcela A- Energia
12.356.561
           
0,43%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(24.909.205)
          
-0,87%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(11.957.224)
          
-0,42%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
754.198
                 
0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia
34.330.495
           
1,20%
Previsão de Risco Hidrológico
160.929.283
         
5,61%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414)
(1.606.133)
            
-0,06%
Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu 
(254.616.646)
        
-8,87%
Reversão do Risco Hidrológico
(135.816.779)
        
-4,73%
Reversão Conta-Covid
(120.490.175)
        
-4,20%
PIS/Cofins a compensar
(60.000.000)
          
-2,09%
Conselho de Consumidores 
(534.633)
               
-0,02%
Bandeira Escassez Hidríca
(165.246.015)
        
-5,76%
Total
(49.849.936)
         
-1,74%
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Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 399.056.232 13,91%
CVA em processamento - Transporte 46.522.533 1,62%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 73.984.260 2,58%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (2.606.688) -0,09%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  12.356.561  0,43%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte (24.909.205) -0,87%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (11.957.224) -0,42%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 7 54.198 0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia 34.330.495 1,20%
Previsão de Risco Hidrológico 160.929.283 5,61%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414) (1.606.133) -0,06%
Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu ( 254.616.646) -8,87%
Reversão do Risco Hidrológico ( 135.816.779) -4,73%
Reversão Conta-Covid ( 120.490.175) -4,20%
PIS/Cofins a compensar (60.000.000) -2,09%
Conselho de Consumidores (534.633) -0,02%
Bandeira Escassez Hidríca ( 165.246.015) -5,76%      
Total ( 49.849.936) -1,74%      
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Tabela 16. Efeito médio ao consumidor 
 
 
60. 
O efeito médio nas tarifas de 11,10% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de 
custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 8,46%, ao se ter como base de 
comparação os custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes, com efeito de -1,74%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos 
no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito 
de 4,38% no atual processo tarifário da NDB. 
 
17. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. 
 
18. 
Quanto aos custos destaca-se a diminuição dos custos de transmissão, que tem 
impacto mais significativo nos consumidores de alta tensão pois parte destes consumidores são 
livres e, portanto, variações nos custos relativos ao uso das redes são mais significativos para estes 
subgrupos. Já quanto as novas TRs destaca-se que o aumento da demanda para os consumidores 
de baixa tensão foi superior ao crescimento dos demais níveis de tensão quando comparadas com 
aquelas da última revisão, de modo que os consumidores em BT estão contribuindo em maior grau 
para o carregamento das redes, consequentemente, com maior participação nesses custos. 
 
61. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com 
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o 
efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,16%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
11,85%
Efeito Médio AT+BT
11,10%
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Tabela 17. Resumo da revisão 
 
 
2. Análise da Parcela A 
 
62. 
A Parcela A representou 82,2% dos custos da concessionária, com impacto tarifário 
de 8,09%. 
 
63. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 4,32%. 
Destaca-se, principalmente, o pagamento do empréstimo referente à Conta-Covid (destinada a 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
2.327.289.916
          
2.559.410.512
          
10,0%
8,09%
82,2%
Encargos Setoriais
490.712.649
             
614.579.225
             
25,2%
4,32%
19,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.327.060
                  
2.460.820
                  
5,7%
0,00%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
354.066.678
              
342.853.690
              
-3,2%
-0,39%
11,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                              
50.488.009
                
0,0%
1,76%
1,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                                  
94.180.952
                
3,28%
3,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
62.395.088
                
41.566.514
                
-33,4%
-0,73%
1,3%
PROINFA
48.064.158
                
57.383.789
                
19,4%
0,32%
1,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
23.859.665
                
25.645.452
                
7,5%
0,06%
0,8%
Custos de Transmissão
388.404.438
             
326.137.336
             
-16,0%
-2,17%
10,5%
Rede Básica
247.034.786
              
197.591.019
              
-20,0%
-1,72%
6,3%
Rede Básica Fronteira
64.235.920
                
60.721.014
                
-5,5%
-0,12%
2,0%
Rede Básica ONS (A2)
771.746
                      
430.440
                      
-44,2%
-0,01%
0,0%
MUST Itaipu
28.819.683
                
24.498.004
                
-15,0%
-0,15%
0,8%
Transporte de Itaipu
39.175.373
                
29.512.861
                
-24,7%
-0,34%
0,9%
Conexão
8.366.931
                  
13.383.998
                
60,0%
0,17%
0,4%
Custos de Aquisição de Energia
1.433.534.087
          
1.601.847.651
          
11,7%
5,86%
51,5%
Receitas Irrecuperáveis
14.638.742
                
16.846.299
                
15,1%
0,08%
0,5%
PARCELA B
542.548.987
             
552.988.626
             
1,9%
0,36%
17,8%
Custos Operacionais
326.212.857
              
331.469.669
              
1,6%
0,18%
10,6%
Anuidades
50.799.239
                
58.966.754
                
16,1%
0,28%
1,9%
Remuneração
129.689.080
              
138.465.098
              
6,8%
0,31%
4,4%
Depreciação
72.677.379
                
81.878.432
                
12,7%
0,32%
2,6%
Outras Receitas
(27.871.235)
               
(33.743.779)
               
21,1%
-0,20%
-1,1%
Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo
(8.958.332)
                 
(24.047.548)
               
168,4%
-0,53%
-0,8%
RT considerando a varição tarifária da RTE
2.869.838.903
          
3.112.399.138
          
8,45%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(49.849.936)
              
-1,74%
CVA em processamento - Energia
399.056.232
              
13,91%
CVA em processamento - Transporte
46.522.533
                
1,62%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
73.984.260
                
2,58%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(2.606.688)
                 
-0,09%
Neutralidade de Parcela A- Energia
12.356.561
                
0,43%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(24.909.205)
               
-0,87%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(11.957.224)
               
-0,42%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
754.198
                      
0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia
34.330.495
                
1,20%
Previsão de Risco Hidrológico
160.929.283
              
5,61%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 41
(1.606.133)
                 
-0,06%
Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu 
(254.616.646)
             
-8,87%
Reversão do Risco Hidrológico
(135.816.779)
             
-4,73%
Reversão Conta-Covid
(120.490.175)
             
-4,20%
PIS/Cofins a compensar
(60.000.000)
               
-2,09%
Conselho de Consumidores 
(534.633)
                    
-0,02%
Bandeira Escassez Hidríca
(165.246.015)
             
-5,76%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
4,38%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
11,10%
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Número: 48581.001637/2021-00
Receita Verificada Receita Requerida Variação Participação na Participação na
(R$) (R$) Revisão Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 2 .327.289.916 2 .559.410.512 10,0% 8,09% 82,2%      
Encargos Setoriais 4 90.712.649 6 14.579.225 25,2% 4,32% 19,7%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2 .327.060 2 .460.820 5,7% 0,00% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 3 54.066.678 3 42.853.690 -3,2% -0,39% 11,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 5 0.488.009 0,0% 1,76% 1,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 0 9 4.180.952 3,28% 3,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 6 2.395.088 4 1.566.514 -33,4% -0,73% 1,3%
PROINFA 4 8.064.158 5 7.383.789 19,4% 0,32% 1,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 3.859.665 2 5.645.452 7,5% 0,06% 0,8%      
Custos de Transmissão 3 88.404.438 3 26.137.336 -16,0% -2,17% 10,5%      
Rede Básica 2 47.034.786 1 97.591.019 -20,0% -1,72% 6,3%
Rede Básica Fronteira 6 4.235.920 6 0.721.014 -5,5% -0,12% 2,0%
Rede Básica ONS (A2) 7 71.746 4 30.440 -44,2% -0,01% 0,0%
MUST Itaipu 2 8.819.683 2 4.498.004 -15,0% -0,15% 0,8%
Transporte de Itaipu 3 9.175.373 2 9.512.861 -24,7% -0,34% 0,9%
Conexão 8 .366.931 1 3.383.998 60,0% 0,17% 0,4%      
Custos de Aquisição de Energia 1 .433.534.087 1 .601.847.651 11,7% 5,86% 51,5%      
Receitas Irrecuperáveis 1 4.638.742 1 6.846.299 15,1% 0,08% 0,5%      
PARCELA B 542.548.987 552.988.626 1,9% 0,36% 17,8%      
Custos Operacionais 3 26.212.857 3 31.469.669 1,6% 0,18% 10,6%
Anuidades 5 0.799.239 5 8.966.754 16,1% 0,28% 1,9%
Remuneração 1 29.689.080 1 38.465.098 6,8% 0,31% 4,4%
Depreciação 7 2.677.379 8 1.878.432 12,7% 0,32% 2,6%
Outras Receitas ( 27.871.235) ( 33.743.779) 21,1% -0,20% -1,1%
Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo ( 8.958.332) ( 24.047.548) 168,4% -0,53% -0,8%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 2 .869.838.903 3 .112.399.138 8,45% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (49.849.936) -1,74%      
  399.056.232 13,91%    
  4 6.522.533 1,62%    
  7 3.984.260 2,58%    
  ( 2.606.688) -0,09%    
  1 2.356.561  0,43%
-0,87%
-0,42%
0,03%  
  ( 24.909.205)    
  ( 11.957.224)    
  7 54.198    
  3 4.330.495 1,20%    
  1 60.929.283 5,61%    
  midores (REN 376 e 414 ) ( 1.606.133) -0,06%    
  ( 254.616.646) -8,87%    
Reversão do Risco Hidrológico ( 135.816.779) -4,73%      
Reversão Conta-Covid ( 120.490.175) -4,20%      
PIS/Cofins a compensar ( 60.000.000) -2,09%      
Conselho de Consumidores ( 534.633) -0,02%      
Bandeira Escassez Hidríca ( 165.246.015) -5,76%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,38%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,10%      
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004614/2020-16
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004614/2020-16 
receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020), a partir de 2021 por meio de CDE específica, que 
contribuiu para um aumento de 5,04%. 
 
64. 
Os custos de transmissão impactaram a revisão em -2,17%, principalmente 
decorrente da aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas 
Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2021, 
conforme Resoluções Homologatórias nº 2.895 e 2.896/2021. A redução dos custos de transporte 
se deve principalmente devido ao reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas. 
 
65. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a NDB levaram a uma 
variação no efeito médio de 5,86%. Contribuiu especialmente para esse efeito a atualização dos 
contratos bilaterais, atualizados pelo IGP-M, com impacto de 4,09%. 
 
66. 
O Gráfico abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia: 
 
 
Gráfico 1. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
67. 
A tabela a seguir apresenta a variação na compra de energia entre a o último 
processo tarifário e a atual revisão: 
 
 
 
 
 
 
 
5,86%
0,99%
0,46%
0,37%
-0,13%
0,41%
-0,35%
4,09%
0,02%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
Tabela 18. Detalhamento da compra de energia 
 
 
68. 
As receitas irrecuperáveis variaram 15,1% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,08% nas tarifas. 
 
3. Análise Parcela B 
 
69. 
A variação da Parcela B calculada neste processo foi 1,9% em relação ao processo 
anterior, impactando 0,37% na revisão tarifária. Os custos de distribuição da concessionária serão 
detalhados a seguir. 
 
70. 
Os custos operacionais variaram em 1,6% contribuindo para um aumento tarifário 
de 0,18%, a aplicação da metodologia indicou que os atuais custos estava abaixo da faixa 
regulatória, o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à 
qualidade amenizaram este aumento. 
 
 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.609.689
           
1.631.194
           
1,3%
282,91
               
305,65
               
8,0%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.046.590
           
1.046.590
           
0,0%
200,47
               
217,30
               
8,4%
Madeira e Belo Monte
1.275.738
           
1.275.738
           
0,0%
143,09
               
154,24
               
7,8%
Cota Angra I e Angra II
248.773
              
243.509
              
-2,1%
269,75
               
249,64
               
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.706.730
           
1.687.019
           
-1,2%
114,75
               
122,65
               
6,9%
Itaipu
1.324.174
           
1.312.558
           
-0,9%
355,15
               
345,38
               
-2,7%
Bilateral
1.935.467
           
1.935.467
           
0,0%
272,83
               
355,31
               
30,2%
Proinfa
135.896
              
133.401
              
-1,8%
-
                     
-
                     
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(2.885.465)
          
(2.857.913)
          
-1,0%
234,10
               
255,31
               
9,1%
TOTAL
6.397.591
          
6.407.562
          
0,2%
224,07
               
249,99
               
11,6%
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
1,6%
101,6%
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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  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Proinfa  1 .609.689 1.631.194 1,3%
1 .046.590 1.046.590 0,0%
1 .275.738 1.275.738 0,0%
2 48.773 243.509 -2,1%
1 .706.730 1.687.019 -1,2%
1 .324.174 1.312.558 -0,9%
1 .935.467 1.935.467 0,0%
1 35.896 133.401 -1,8%  2 82,91 305,65 8,0%
2 00,47 217,30 8,4%
1 43,09 154,24 7,8%
2 69,75 249,64 -7,5%
1 14,75 122,65 6,9%
3 55,15 345,38 -2,7%
2 72,83 355,31 30,2%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  ( 2.885.465) ( 2.857.913) -1,0%  234,10 255,31 9,1%  
TOTAL  6 .397.591 6 .407.562 0,2%  2 24,07 2 49,99 11,6%  
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004614/2020-16
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004614/2020-16 
Gráfico 1. Efeito da revisão sobre o custo operacional 
 
71. 
A cobertura para anuidades variou 16,1% em relação à cobertura para Anuidades 
quando comparada aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,28% nas tarifas. Esse 
resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no 
atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, conforme a regulamentação 
vigente, da qual o cálculo das anuidades depende.   
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre as anuidades 
 
72. 
A remuneração do capital aumentou 6,8% em relação aos valores hoje existentes nas 
tarifas, o que representou um impacto de 0,31%. A situação adveio do aumento da Base de 
Remuneração Líquida em decorrência dos investimentos realizados pela NDB desde sua última 
revisão tarifária, não obstante leve redução na taxa de remuneração. O Gráfico abaixo demonstra 
os efeitos. 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito das
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
16,1%
116,1%
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Pág 19 da Nota Técnica no 242/2021-SGT/ANEEL, de 20/10/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004614/2020-16 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre a remuneração do capital 
 
73. 
A quota de reintegração regulatória variou 12,7% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,32%. Este aumento se dá 
principalmente em função da variação da base bruta e pequena variação da taxa de depreciação (de 
3,67% para 3,71%). O Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
 
74. 
Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD), Excedente de Reativos 
(ER) e Outras Receitas (OR) no período de referência são subtraídos da Parcela B. Além desses 
valores, também foram subtraídos da Parcela B o saldo acumulado de UD e ER informados pela SFF, 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,1%
7,8%
106,8%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
1,1%
11,6%
112,7%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário. A soma de todas essas receitas impactou -0,73% esta 
revisão. 
 
4. Análise Financeiros 
 
75. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram com o efeito de -1,74% na atual revisão da NDB. 
 
76. 
Destaca-se o componente relacionado à CVA Energia, com efeito de 13,91%, e a CVA 
Encargos Setoriais, também de 2,58%, ambos em decorrência da diferença entre a cobertura 
concedida no último processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA.  
 
 
77. 
Já os financeiros negativos, destacam-se o saldo remanescente da Conta Covid, com 
impacto de -4,2%; e, conforme à Carta NDB nº 17/2021, de 20/10/2021, a consideração antecipada 
do diferimento do saldo do bônus de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665/2021, no valor de R$ 
254.616.6463, com impacto de -8,87%, e antecipação dos créditos de PIS/COFINS sobre o ICMS4 a 
receber referente ao período de dezembro/18 a fevereiro/21, no valor de R$ 60.000.000, com 
impacto de -2,09%. 
 
78. 
As bandeiras tarifárias também contribuíram que o processo tarifário não tivesse 
aumento adicional de 4,96%, não obstante terem sido insuficientes para mitigar o cenário de 
escassez, mesmo considerando os descontos de cobertura com risco hidrológico no processo 
anterior. Maiores detalhes sobre o cálculo da CVA estão contidos no Anexo II desta Nota Técnica. 
 
79. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit 
acumulado pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das 
receitas de bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo. 
 
 
3 Em 31 de março de 2021, foi publicado o Decreto Federal nº 10.665, de 31/03/2021, que possibilitou, mediante prévio 
requerimento da distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da 
potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos 
respectivos excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. O valor 
considerado foi acordado com o Diretor Relator. 
4 “O detalhamento da composição do passivo do PIS/COFINS, objeto da proposta de repasse mencionada acima, foi 
detalhado na Carta REF NDB 007/2021, de 29 de julho de 2021, destacando-se que ainda não houve até a presente data 
o trânsito em julgado da ação judicial. Ratificamos que, o tema dos créditos de PIS e COFINS ainda será matéria de 
regulamentação específica a ser editada pela ANEEL, estando por ora em discussão no âmbito da Consulta Pública nº 
05/2021. Importante salientar, quanto à utilização dos créditos, que a presente proposta é formulada em virtude de 
cenário exclusivo e específico vinculado a permanência e gravidade da pandemia de covid-19 e seus efeitos na economia 
no Distrito Federal em especial na renda e emprego de sua população, e não representa juízo de valor, manifestação de 
vontade ou anuência de qualquer natureza da Neoenergia Brasília quanto à destinação final da totalidade dos aludidos 
créditos de PIS e COFINS sobre ICMS. A presente proposta está lastreada na legítima expectativa da distribuidora vir a 
obter e manter a compensação dos créditos de PIS/COFINS relativo aos meses de competência de dezembro de 2018 a 
fevereiro de 2021.” 
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Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente 
patamar específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, 
nos termos do Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 
142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além 
dos valores já homologados pela Aneel: (...) 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para 
equilibrar receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
 
80. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado 
pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para 
as tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os 
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
 
81. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária 
tem direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são 
acrescentados ou subtraídos dos processos tarifários ordinários. 
 
82. 
Neste processo, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando 
as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de julho.  
Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA será positivo, 
ou seja, uma tarifa mais elevada. Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao 
déficit acumulado pela distribuidora na conta bandeiras e que foram considerados na definição da 
bandeira escassez hídrica, que contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit 
existente à época.  
 
83. 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e 
CVA) e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, 
propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de 
expurgar dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica. 
 
84. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo 
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos 
custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. 
No processo tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela 
Taxa Selic. 
 
85. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da 
Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
 
86. 
Estas medidas fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL em conjunto com as 
concessionárias, visando mitigar impactos tarifários ainda mais elevados diante do cenário atual de 
pandemia (Covid-19) e consequentes impactos econômicos na renda e emprego. 
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5. Comparação entre a proposta de Consulta Pública e o Resultado da Revisão  
 
87. 
A tabela a seguir ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada 
em Consulta e o resultado da revisão tarifária. 
 
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
 
 
88. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à 
consulta pública foram: 
 
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 0,72% dos custos de compra de energia, 
decorrentes do aumento do dólar no período e dos valores dos contratos por 
disponibilidade de energia nova/alternativa, que foram atualizados; 
 
b) Já a Parcela B variou apenas 0,17%, justificada pelo resultado da fiscalização da 
Aneel sobre os ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no 
decorrer da fase de Consulta Pública, além da validação dos valores de UDEROR; 
 
c) Já os componentes financeiros variaram 0,46% em comparação ao apresentado 
na CP, principalmente em decorrência da CVA-energia e encargos calculada pela 
ANEEL, que foi maior do que a previsão da empresa, não obstante os diferimentos 
solicitados pela distribuidora, por meio da Carta NDB nº 17/2021, terem contribuido 
para a redução do efeito médio.  
 
 
6. Composição das tarifas  
 
89. 
O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição 
da nova Receita Anual da concessionária. 
 Descrição 
 CP
Participação 
na Revisão 
 Final 
Participação 
na Revisão 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
7,62%
8,09%
0,47%
Encargos Setoriais
4,85%
4,32%
-0,54%
Custos de Transmissão
-2,43%
-2,17%
0,26%
Custo de Aquisição de Energia 
5,14%
5,86%
0,72%
Receitas Irrecuperáveis
0,06%
0,08%
0,02%
PARCELA B
0,20%
0,36%
0,17%
Reposicionamento Tarifário
7,82%
8,45%
0,63%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-2,2%
-1,74%
0,46%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anter
4,4%
4,4%
0,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,99%
11,10%
1,11%
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Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
 
90. 
O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com os tributos incluídos. 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
91. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora 
no período de competência de outubro/2021 a setembro/2022, até o 10º dia útil do mês 
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores 
previstos e os realizados no período de outubro/2020 a setembro/2021. 
 
 
 
 
 
 
Distribuição
17,8%
Energia
51,5%
Transporte
10,5%
Encargos 
Setoriais
19,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
Distribuição; 
13,6%
Energia; 
39,4%
Transmissão
; 8,0%
Encargos; 
15,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,4%
ICMS; 
20,7%
PIS/COFINS; 
2,8%
Tributos; 
23,5%
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Tabela 18. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
VI. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
92. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei 
no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de 
fevereiro de 1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 066/1999. 
 
VII. CONCLUSÃO 
 
93. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 066/1999, no que 
consta do Processo nº 48500.004614/2020-16 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
a) pela aprovação do resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da Neoenergia 
Brasília - NDB, a vigorar a partir de 22/10/2021, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 11,10%, sendo de 9,16%, em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de 11,85%, em média, para os 
consumidores conectados na Baixa Tensão; 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$)  Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
257.524
          
1.314.851
       
1.572.375
       
Subsídio Geração Fonte Incentivada
784
                  
31.271
             
32.055
             
Subsídio Distribuição
-
                   
-
                   
-
                   
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(13.040)
           
606.673
          
593.633
          
Subsídio Rural
68.905
             
587.439
          
656.344
          
Subsídio Irrigante/Aquicultor
57.425
             
262.021
          
319.445
          
Total
371.597
          
2.802.255
       
3.173.852
       
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Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 257.524 1.314.851 1.572.375
Subsídio Geração Fonte Incentivada 784 3 1.271 3 2.055
Subsídio Distribuição - - -
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (13.040) 606.673 593.633
Subsídio Rural 6 8.905 587.439 656.344
Subsídio Irrigante/Aquicultor 5 7.425 262.021 319.445  
Total 371.597 2 .802.255 3 .173.852  
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b) pela fixação das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE à Neoenergia Brasília, de modo a custear os descontos retirados 
da estrutura tarifária; 
 
d) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) pela fixação do componente T do Fator X de -0,91%; e 
 
f) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022 
a 2025, conforme tabela abaixo: 
 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
7,7318% 
7,7318% 
7,7318% 
7,7318% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
6,7889% 
6,7889% 
6,7889% 
6,7889% 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LUIS CARLOS CARRAZZA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Coordenador dos Processos Tarifários 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
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    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  7,7318%      7,7318%      7,7318%      7,7318%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  6,7889%      6,7889%      6,7889%      6,7889%    
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
ANEXO I 
METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de revisão tarifária das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão 
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) 
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à 
prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo desta Revisão Tarifária Periódica – RTP está 
descrita nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET5 , os quais têm caráter normativo e 
consolidam a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem 
ao fiel cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e 
na legislação setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao processo de RTP de concessionárias de 
distribuição com as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
2.1 A 
Procedimentos Gerais 
2.3 
18/03/2020 
2.2 A 
Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis 
2.2 
13/03/2018 
2.3 
Base de Remuneração Regulatória 
2.0 
23/11/2015 
2.4 
Custo de Capital 
4.1 
15/03/2021 
2.5 A 
Fator X 
3.0 
19/03/2020 
2.6 
Perdas de Energia 
2.0 
06/05/2015 
2.7 A 
Outras Receitas 
2.2 
  05/07/2018 
2.8 
Geração Própria de Energia 
1.1 
24/12/2014 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.5 
27/05/2019 
Módulo 5.  Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses de Compras de Energia 
1.0 
28/03/2016 
 
5 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 374EFC5D0061C633
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Número: 48581.001637/2021-00
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
2.1 A      Procedimentos Gerais      2.3      18/03/2020    
2.2 A      Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis      2.2      13/03/2018    
2.3      Base de Remuneração Regulatória      2.0      23/11/2015    
2.4      Custo de Capital      4.1      15/03/2021    
2.5 A      Fator X      3.0      19/03/2020    
2.6      Perdas de Energia      2.0      06/05/2015    
2.7 A      Outras Receitas      2.2      05/07/2018    
2.8      Geração Própria de Energia      1.1      24/12/2014    
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.5      27/05/2019    
  Módulo 5. Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva -      1.0      28/12/2018    
5.5      ETaExRa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses de Compras de Energia      1.0      28/03/2016    
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004614/2020-16
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004614/2020-16 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações 
10.1 
Revisões tarifárias de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
15/07/2013 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a 
Receita Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 
12 (doze) meses imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
5. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração 
adequada dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição 
de energia elétrica. O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos 
relacionados às atividades de geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
6. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem 
alteradas as tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O 
resultado da razão entre essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em 
média.  
 
7. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte 
fórmula:  
 
𝑹𝑻= (
 𝐑𝐑
𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎          (1)  
 
onde: 
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); 
RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
8. 
A Receita Requerida é dividida em duas componentes: a primeira, denominada de 
Parcela A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos 
clientes, uso dos sistemas de transmissão, encargos setoriais e as receitas irrecuperáveis. Em geral, 
a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e em razão disso estes valores 
são repassados para os clientes da empresa.  
 
9. 
A segunda componente, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a 
prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição, 
que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, 
por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.   
 
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6.2    Itaipu  1.0  01/06/2017  
6.3    Encargos de conexão A1  1.0  18/04/2012  
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações        
10.1    Revisões tarifárias de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  15/07/2013  
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10. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte 
forma:  
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩     (2) 
 
             
 
 
onde: 
RR: Receita requerida; 
VPA: Valor da Parcela A; 
VPB: Valor da Parcela B; 
 
 
11. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita 
da concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos 
necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com 
gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
12. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa 
de retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No 
cálculo dos custos de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa 
a recomposição dos investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo 
da vida útil dos bens e direitos. 
 
13. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de 
forma a assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente 
para o pagamento do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o 
Lucro Líquido – CSLL. 
 
14. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a 
atualização dos valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da 
vigência das tarifas estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do 
utilizado como referência para o cálculo da revisão. 
 
15. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação 
dos mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão 
tarifária. Por fim, são descontadas as Outras Receitas e as receitas de Ultrapassagem de Demanda 
e Excedente Reativo, que são revertidas em parte para a modicidade tarifária. 
 
16. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao 
nível de preços.   
 
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹−𝑼𝑫−𝑬𝑹          (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado;  
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
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𝑂𝑅: Outras Receitas; 
𝑈𝐷: Receita obtida com Ultrapassagem de Demanda e 
𝐸𝑅: Receita obtida com Excedente Reativo 
17. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é composto 
pelos Custos Operacionais, definidos pela metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 2.2 A do 
PRORET.  
 
18. 
Enquanto o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo: 
 
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰  
    (4) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
19. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺    
(5) 
 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e 
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 
 
20. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é 
semelhante ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos 
componentes de Parcela A estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
III. PROCESSAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
A. Definição do Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para revisão tarifária corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de revisão. 
 
B. Cômputo da Receita Anual 
 
22. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
 
 
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C. Cômputo da Parcela A 
 
23. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; 
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição 
de energia elétrica e geração própria. 
24. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2, 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
1. Encargos Setoriais 
 
25. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
 
26. 
Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, 
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em 
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
i) o desenvolvimento energético dos Estados;  
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,  
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão 
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas 
das concessionárias de distribuição. 
 
27. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
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i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores 
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário 
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, 
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350, 
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e 
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo 
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento 
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e 
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da 
CDE Conta-Covid. 
 
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  
 
28. 
Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET. 
 
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.  
 
29. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na 
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do 
PRORET. 
 
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
 
30. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo 
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de 
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica 
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET. 
 
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER 
 
31. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, 
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços 
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente 
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e 
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN. 
 
 
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE) 
 
32. 
 Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias 
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita 
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de 
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da 
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos 
percentuais de P&D e PEE. 
 
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição 
 
33. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT 
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
34. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
a. Custo de Rede Básica  
 
35. 
Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, 
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à 
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de 
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da 
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos 
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão 
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao 
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam 
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de 
forma proporcional às suas quotas-partes. 
 
36. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes 
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST – Contrato de Uso do Sistema de 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, 
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto 
que as tarifas são obtidas da resolução homologatória que define as Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Transmissão para cada ciclo publicadas anualmente. 
 
37. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo são obtidos 
de resolução homologatória específica publicada anualmente, além de considerar as informações 
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
b. Custo de Conexão 
 
38. 
Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e 
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
39. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
40. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do 
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução 
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de 
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação 
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores 
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de 
serviço, sem efeitos retroativos. 
 
41. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados 
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-
se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o 
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de 
aniversário da concessionária de distribuição. 
 
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional  
 
42. 
Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela 
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de 
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela 
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição 
 
43. 
Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras 
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Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as 
partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de 
demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo 
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em 
resolução da distribuidora acessada. 
 
3. Compra de Energia 
 
44. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
45. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação 
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
46. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 
4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela 
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos 
de compra de energia vigentes na data da revisão. 
 
47. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados 
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por 
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as 
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme 
dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por 
agentes de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e contratos firmados entre 
concessionária com mercado inferior a 700 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
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iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras 
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto 
no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas 
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;  
 
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da 
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de 
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e 
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, 
de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
ix) Suprimento: 
refere-se 
à 
energia 
comercializada 
entre 
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária 
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é 
estabelecida pela ANEEL; 
 
x) Geração 
Distribuída: 
produção 
de 
energia 
elétrica 
proveniente 
de 
empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do 
comprador, exceto: hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, 
inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não 
existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo 
como combustível). 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
48. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas 
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não 
técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A 
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o 
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atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
49. 
As perdas podem ser segmentadas entre perdas na Rede Básica, que são externas ao 
sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as perdas na 
distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. 
 
50. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto 
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os 
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
b. Perdas Técnicas 
 
51. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao 
processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária, 
são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de distribuição da 
concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, tipo 
de transformadores.  
 
52. 
As perdas técnicas são calculadas segregando as redes de distribuição em alta, média 
e baixa tensão, além das subestações, transformadores de distribuição, ramais de ligação e 
medidores. O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia 
empregada para o cálculo das perdas técnicas.  
 
c. Perdas Não-Técnicas 
 
53. 
As perdas não técnicas representam as perdas associadas à furtos de energia, erros 
de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição. Estas são obtidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas. 
 
54. 
O referencial regulatório para as perdas não técnicas é redefinido a cada revisão 
tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor 
de perdas não técnicas a cada reajuste tarifário subsequente, ou na forma de uma meta fixa, em 
que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de 
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo 
tarifário. 
 
55. 
O Submódulo 2.6 do PRORET detalha a metodologia empregada para o cálculo das 
perdas não técnicas. A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não 
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão 
com certo grau de semelhança. Essa comparação se dá, essencialmente, a partir da construção de 
um ranking de complexidade no combate às perdas não técnicas, que busca mensurar de forma 
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objetiva o nível de dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as 
fraudes e os furtos de energia em sua área de concessão. 
 
56. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar quais distribuidoras que atuam 
em áreas mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não 
técnicas, sejam referências de eficiência, e possam, portanto, ser utilizadas para se definir 
trajetórias de redução de perdas não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que, além da análise 
de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado 
da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não 
técnicas tiverem crescido.  
 
57. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, 
regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 
4 anos civis alcançada pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no 
Submódulo 2.6 do PRORET, se for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o 
desempenho de distribuidoras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do 
combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. Caso a concessionária em 
processo de revisão possua patamares reais de perdas não técnicas superiores aos considerados 
adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das empresas benchmarks passa a ser 
referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade potencial de redução. 
 
d. Valoração da Compra de Energia 
 
58. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
59. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 
10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
60. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits6 considerando o período de 
referência em questão.  
 
61. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos 
Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com 
Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
 
6 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, 
ambos relativos ao período de referência. 
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62. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
D. Cômputo da Parcela B 
 
1. Custos Operacionais 
 
63. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do 
PRORET, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente 
dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
64. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras 
levando-se em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é 
estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os 
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.   
 
65. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data 
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, 
perdas não técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
66. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com 
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos 
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, 
parte da diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada 
para fins de cálculo do Componente T do Fator X.   
 
67. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite 
superior do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator 
T são calculados de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo 
até alcançar o limite superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do 
intervalo, o valor de custos operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma 
criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, 
se os valores estiverem contidos no intervalo de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão 
corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a zero.  
 
68. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior 
é compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação 
anual de 5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧(  | √𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑪𝑶𝑨𝒕
𝑵
−𝟏| ; 𝟓%) 
 
(7) 
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𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
=  𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵 
 
onde: 
∆𝐶𝑂: trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
5%: variação máxima admissível; 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
 
: meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
69. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a 
aplicação da metodologia, conforme descrita nos passos anteriores, resultar em uma meta de custo 
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado 
em 50% com o consumidor.  
 
70. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a 
levar em consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
′ 
= 𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
𝟐
 
(8) 
 
onde: 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
′ 
: meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais. 
 
2. Custo Anual dos Ativos (CAA) 
 
a. Base de Remuneração Regulatória (BRR) 
 
71. 
Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração 
Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória. 
 
72. 
A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes 
itens: 
  
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, 
conforme caso específico), considerando os seguintes grupos de contas de ativos: 
 
 
i) Terrenos – Distribuição, Geração;  
ii) Reservatórios, barragens e adutoras;  
iii) Edificações, obras civis e benfeitorias – Distribuição, Geração; e  
iv) Máquinas e equipamentos – Distribuição, Geração.  
 
II – Intangível, considerando a conta de Servidões;  
 
III – Almoxarifado de operação; e  
 
IV – Obrigações especiais. 
 
73. 
A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos 
seguintes grupos de contas do AIS e Intangível: 
 
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I – Intangível – Software, Outros; 
II – Terrenos – Administração;  
III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;  
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;  
V – Veículos; e 
VI – Móveis e utensílios. 
74. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço 
público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser 
observadas as seguintes diretrizes: 
 
i) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) 
deve ser “blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de 
avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e 
as respectivas atualizações; 
 
ii) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde 
que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão 
tarifária; 
 
iii) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da 
base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as 
datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
 
iv) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês 
anterior ao mês da atual revisão tarifária; 
 
v) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-
base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária. 
 
75. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia 
elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente 
utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de 
remuneração aqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 
 
76. 
Também é deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo 
devedor de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do 
laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados 
provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da 
empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
77. 
O saldo dos investimentos realizados, a partir de financiamento com recursos da RGR, 
é remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário 
contempla atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o 
ciclo tarifário são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração 
regulatória.  
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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78. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) são remunerados 
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 2,28% a.a., e os recursos da RGR não 
destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros 
disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de 2,28% a.a. em termos reais. 
 
 
b. Remuneração do Capital (RC) 
 
79. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória 
e do custo de capital, conforme formulação a seguir: 
 
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬    
(9) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais. 
 
80. 
Para o cálculo da taxa de retorno, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado 
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a 
renda, sendo expresso pela seguinte fórmula: 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒅     
 
(10) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rp: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rd: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida;  
V: soma do capital próprio e de terceiros; 
 
81. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor 
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
82. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do 
levantamento de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, em um 
período de 4 anos consecutivos. 
 
83. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno 
CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de 
ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte 
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equação: 
 
𝒓𝑷= 𝒓𝑵𝑻𝑵−𝒃+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒑𝒓𝑨      
 (11) 
 
onde:  
 
rP: remuneração do capital próprio; 
rNTN-b: remuneração do título público brasileiro; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença de 
referência entre o rm (taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de 
retorno do ativo livre de risco estadunidense); e 
prA: prêmio de risco da atividade. 
 
84. 
Para o custo de capital de terceiros, adota-se uma abordagem similar à do capital 
próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos 
para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de 
terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 
 
𝒓𝑻= 𝒓𝑫𝒆𝒃+ 𝒄𝒆𝑫𝒆𝒃     
  (12) 
 
onde:  
rT: remuneração do capital de terceiros; 
rDeb: rentabilidade das debêntures; e 
ceDeb: custo de emissão das debêntures. 
 
85. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma 
concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e 
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela I.1. Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
Custo de Capital 
Proporção de Capital Próprio (P) 
57,82% 
Proporção de Capital de Terceiros (D) 
42,18% 
Remuneração do título público brasileiro (rNTN-b) 
5,83% 
Beta médio alavancado () 
0,4480 
Prêmio de risco do mercado EUA (rm - rf) 
6,46% 
Prêmio de risco da atividade (rA) 
0,51% 
Prêmio de risco do negócio e financeiro () 
3,40% 
Custo de capital próprio 
9,23% 
Debêntures (rDeb) 
6,73% 
Custo de emissão (ceDeb) 
0,37% 
Impostos 
34% 
Custo de dívida real 
7,10% 
Custo Médio Ponderado 
WACC real antes de impostos* 
11,08% 
WACC real depois de impostos 
7,32% 
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34% 
 
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Custo de Capital    
Proporção de Capital Próprio (P)
Proporção de Capital de Terceiros (D)  57,82%
42,18%  
Remuneração do título público brasileiro (r )
NTN-b
Beta médio alavancado ()
Prêmio de risco do mercado EUA (r - r)
m f
Prêmio de risco da atividade (r )
A
Prêmio de risco do negócio e financeiro ()  5,83%
0,4480
6,46%
0,51%
3,40%  
Custo de capital próprio    9,23%
Debêntures (r )
Deb
Custo de emissão (ce )
Deb
Impostos  6,73%
0,37%
34%  
Custo de dívida real    7,10%
Custo Médio Ponderado    
WACC real antes de impostos*  11,08%  
WACC real depois de impostos    7,32%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%    
    
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86. 
Para aplicação tarifária, considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos 
impostos do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às 
tarifas dos consumidores como se segue abaixo: 
 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é =
(𝑷𝑽
⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽
⁄ )∙𝒓𝒅
𝟏−𝑻
      
 (13) 
87. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal 
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas 
finais inferiores ao valor de 34%, serão consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as 
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero); 
 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as 
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na 
área de concessão sujeita ao benefício fiscal; 
 
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as 
alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%; 
 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
88. 
Para aplicação tarifária, considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela I.2 – WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de 
IRPJ e CSLL 
Taxa 
(rwacc-pré) 
WACC real antes dos impostosa 
Isento 
8,33% 
WACC real antes dos impostosb 
15,25% 
9,29% 
WACC real antes dos impostosc 
24% 
10,11% 
WACC real antes dos impostosd 
34% 
11,08% 
 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
89. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais - RCOE – é calculado conforme equação abaixo. 
 
𝑹𝑪𝑶𝑬 =
𝑷𝑹𝑴−𝑷𝑹𝑷
𝟏−𝒕
× 𝟎, 𝟓× 𝑷×
𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃       (14) 
 
onde: 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
PRM: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro; 
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+Br; 
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos; e 
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WACC    Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
  WACC real antes dos impostosa  Isento  8,33%  
  WACC real antes dos impostosb  15,25%  9,29%  
  WACC real antes dos impostosc  24%  10,11%  
  WACC real antes dos impostosd  34%  11,08%  
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𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta. 
 
c. Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 
 
90. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
91. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de 
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a 
seguir: 
 
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹         
 
(15) 
 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
 
92. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as 
taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial 
do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de novembro 
de 2009. 
 
d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) 
 
93. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, 
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, 
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
94. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados 
no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são 
determinados como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕     
 (16) 
 
onde: 
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos 
não elétricos (instalações móveis e imóveis); 
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝑃𝐶𝐴1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
𝐼𝑃𝐶𝐴0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
95. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é 
necessário segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
 
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Tabela I.3 – Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos 
(% da BAR) 
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 
45% 
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 
12% 
Sistemas (BARI) 
43% 
 
96. 
Uma vez segregadas, as Anuidades são dadas por: 
 
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰      
  (17) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
97. 
As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com 
remuneração sobre 50% do investimento. 
 
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[
𝟏
𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝟐
]          (18) 
 
onde: 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos 
considerados para infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: 
Sistemas de informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de 
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade 
de Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: 
referente ao TUC “Veículos” / I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”. 
 
3. Receitas Irrecuperáveis 
 
98. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1 do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 
12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por 
classe de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da 
distribuidora, conforme fórmula abaixo: 
 
𝑽𝑹𝑰=
𝑹𝑹 +𝑭𝒊𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆𝒊𝒓𝒐𝒔+𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
× {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄)
𝑪
}          (6) 
 
onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
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  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
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𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no 
PRORET submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual 
pertence à empresa. 
 
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
99. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e ao Custo Anual dos 
Ativos – CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.  
 
a. Índice de Ajuste de Mercado (Pm) 
 
100. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, 
considera os ganhos potenciais de produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de 
referência), e o período em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze 
meses posteriores à revisão.  
 
101. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária 
periódica de cada concessionária, como ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da 
produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual e a revisão tarifária anterior. O 
cálculo do Pm utiliza a mesma fórmula do componente Pd do Fatox X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
b. Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade 
 
102. 
O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria 
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor 
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade 
técnico e comercial da distribuidora. 
 
103. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma 
metodologia de cálculo do Componente Q do Fator X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
5.  Outras Receitas (OR) 
 
104. 
Conforme Submódulo 2.7 do PRORET, as outras receitas podem ser classificadas em 
duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de 
energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades acessórias”, 
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida 
por conta e risco das concessionárias. 
 
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105. 
As atividades acessórias subdividem-se em 2 subgrupos:  
 
i) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade 
regulada, prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: 
arrecadação de convênios ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de 
faturas de terceiros por meio de estrutura própria de arrecadação; veiculação de 
propaganda ou publicidade em fatura de energia elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou 
cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; compartilhamento de infraestrutura; serviços 
de avaliação técnica e de aferição de medidores em laboratório próprio; e operacionalização 
de serviço de créditos tributários. 
 
ii) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como 
atividade não regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de 
distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por 
terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da 
concorrência. São elas: elaboração de projeto, construção, expansão, operação, 
manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à 
regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de 
múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos 
sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) instalações elétricas 
internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de entrada de 
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia 
elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e 
(9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica 
e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa 
e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de 
comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades acessórias 
previstas. 
 
106. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será 
de 60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins 
de estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos 
consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica. 
 
107. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias 
complementares também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: 
a) (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de 
iluminação pública, b) eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração 
qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de 
Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de comunicação de dados, os quais o 
percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
E. FATOR X 
 
108. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e 
despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo 
tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é 
corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste 
tarifário anual. 
 
109. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária 
periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível 
de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além 
de promover uma transição dos custos operacionais eficientes. 
 
110. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme 
a formulação a seguir:  
 
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻       
(19) 
 
onde: 
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
𝑄 = Qualidade do serviço; e 
𝑇 = Trajetória de custos operacionais. 
 
111. 
Os componentes T e Pd são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão 
tarifária. O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior 
à atual revisão tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
 
 
1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd 
 
112. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das 
distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da mediana 
da produtividade do segmento de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado de 
cada distribuidora em relação ao crescimento médio do mercado faturado de todas as 
distribuidoras, conforme equação a seguir: 
 
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟑𝟏𝟕× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊)𝑻−𝟔;𝑻−𝟏−∆𝑴𝑾𝒉
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅)   
 (20) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição entre 2013 e 2018, calculada por 
mediana das variações anuais, equivalente a 0,663% a.a; 
∆MWh(i)T-6;T-1: Variação de mercado, em MWh, da concessionária i, para os seis anos que 
antecedem a revisão tarifária em processamento;  
∆𝑀𝑊ℎ
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação média de mercado, em MWh das distribuidoras, equivalente a 1,521% a.a.; 
e 
T: Ano da revisão tarifária em processamento. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T 
 
113. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição 
dos custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como 
o cálculo do Componente T, é descrita na seção III.D.1 deste anexo.  
 
3. Componente de Qualidade do Serviço – Q 
 
114. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade 
do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo 
com o comportamento de indicadores de qualidade. 
 
115. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, são considerados indicadores 
dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a 
variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 
 
116. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme 
equação abaixo: 
 
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+  𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥  (21) 
 
117. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, 
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 
16 a seguir7:  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo 
sabendo-se que a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade. 
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Tabela I.4. Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
 
 
118. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para 
obtenção de cada parcela da qualidade. 
 
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico 
 
119. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica 
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigação legais e 
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET8. 
 
120. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste ou 
revisão tarifária anual são:  
 
 
 
 
 
8 Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em 
http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
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1. Neutralidade dos Encargos Setoriais 
 
121. 
Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima 
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais 
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e 
os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, atualizadas pela taxa SELIC. 
 
122. 
A metodologia de cálculo da Neutralidade dos Encargos Setoriais consta do 
Submódulo 4.4 do PRORET. 
 
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
 
123. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões 
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de 
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária 
anual são atualizados pela Selic9. 
 
➢ Em observância ao Submódulo 4.2 e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e 
na CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de 
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
 
➢ Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, 
foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao 
cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.  
 
➢ A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam 
salvos no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar 
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.  
 
124. 
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 
 
9 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e 
os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil 
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa 
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos 
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros 
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à 
data do reajuste. 
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nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de 
juros SELIC verificada. 
 
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia 
 
125. 
O repasse da sobrecontratação de energia e da exposição ao mercado de curto prazo 
é realizado sob a forma de dois componentes financeiros composto pelas seguintes parcelas: (i) 
apuração do resultado financeiro, decorrente das compras e vendas no mercado de curto prazo, 
considerando a receita de bandeiras da parcela de exposição; e (ii) ajuste do resultado financeiro, 
descrito no item (i), observando os limites de repasse de sobrecontratação de energia e de 
exposição voluntária, após a finalização dos resultados no ano civil. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET10.  
 
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia 
 
126. 
Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou 
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da sobrecontratação de 
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das 
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
6. Demais Componentes Financeiros - DCF 
 
127. 
Serão considerados como Demais Componentes Financeiros (DCF) os seguintes itens: 
(i) Garantias financeiras de CCEARs; (ii) Penalidade por descumprimento da meta de 
Universalização; (iii) Compensação por violação de imites de continuidade; (iv) Neutralidade dos 
encargos setoriais; (v) Descasamento da TUSD Geração; (vi) Descasamento da TUSD Distribuição; 
(vii) Descasamento das tarifas de permissionárias; (viii) Recálculo de processo tarifário anterior; (ix) 
Suprimento fora da faixa de tolerância; e (x) Acordo Bilateral de CCEAR; e (xi) Previsão de Risco 
Hidrológico. A metodologia de cálculo para cada um deles estão elencados no Submódulo 4.4 do 
PRORET11 e devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário. 
  
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
128. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia 
elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
129. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras 
são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual 
 
10 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
11 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2019845_Proret_Submod_4_4_V5.pdf 
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foi criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
130. 
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. 
 
131. 
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  
 
132. 
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. 
 
133. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 
9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve 
repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos 
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT deve utilizar o mercado considerado no período de referência 
deste processo tarifário. 
 
 
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Processo nº 48500.004630/2020-09 
ANEXO II – CVA 
 
Anexo 1 – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens 
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os 
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do 
PRORET12. 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 5,15%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na 
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para 
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo 
do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 18,10% e 
está detalhado no gráfico a seguir:  
 
12 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. 
Pela aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo 
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já 
pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.  
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Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
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 
5. 
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. 
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
 
 
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
6. 
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 
 
 
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
 
 
 
 
 
 
-R$5
R$0
R$5
R$10
R$15
R$20
R$25
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
-R$4
-R$3
-R$2
-R$1
R$0
R$1
R$2
R$3
R$4
R$5
R$6
R$7
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Pág 4 da Nota Técnica no 242/2021-SGT/ANEEL, de 20/10/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
7. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho 
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros 
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos.  
 
Compra de Energia 
 
8. 
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  
 
 
9. 
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. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.004614/2020-16 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
10. 
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.  
 
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
 
 
 
374
212
209
219
231
243
260
243
220
227
233
286
274
203
203
203
210
226
226
226
226
226
226
226
226
226
 -
 20
 40
 60
 80
 100
 120
 140
0
50
100
150
200
250
300
350
400
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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  286                                                                        
  274
260
243 243
231226 226 226 226 226 227226 233226 226                                                                        
                                                                          
                                                                          
                                                                          
  203 212 203 209203 219 210                                          220                              
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
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Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
 
11. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de 
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e 
a cobertura tarifária econômica concedida.  
 
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
12. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 13,91% pode ser segregado para 
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação 
da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-
D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas 
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão 
detalhados no gráfico a seguir a seguir.  
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de 
energia  
 
13. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
 
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de 
energia, segregado em Método 2 e 3 
 
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14. 
Verifica-se que o grande impacto na CVA Energia se deve ao item “Risco Hidrológico 
e CCEAR-D”. Após a repactuação do Risco Hidrológico, onde o risco da não geração passou para o 
consumidor, e, considerando as defasagens existentes entre a geração contratada e a geração efetiva 
(GSF), temos que nos últimos anos o impacto tem sido relevante para o consumidor neste item.  
 
Glosa de Energia 
 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga 
real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
16. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os 
seguintes resultados: 
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/08/2020 e 01/07/2021, 
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 34.370.110,97 a preços de 
outubro/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 846.790 MWh, que representa 13,4% 
do Mercado Regulatório. Como o Despacho de involuntariedade para o ano de 2020 ainda 
não foi publicado, provisoriamente, não há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do 
resultado do mercado de curto prazo. 
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 
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2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de 
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado 
financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ 419.791,13. 
 
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 de curto prazo13 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
 
13 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com 
base na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço 
e tarifa média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço 
Médio dos contratos (Pmix).  
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
R$ 16,4
R$ 11,4
R$ 1,3
R$ 1,8
R$ 0,5
R$ 1,1
R$ 8,2
R$ 15,1
R$ 13,6
R$ 5,4
-R$ 7,7
-R$ 11,3
0
100
200
300
400
500
600
700
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
mai/21
jun/21
jul/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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R  $ 16  ,4
R  $ 11  R$
,4      15  ,1 R$  13  ,6            
                                
        R
R$ 1,3 R$ 1,8 R$ 1,1  $ 8,  2        R  $ 5,  4        
R$ 0,5
-R                          $ 7,  7    
-R                              $ 11  ,3
                                
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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. 
 
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 7,69%.  
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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 13,12%14.  
 
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
22. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, 
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite 
de sobrecontratação involuntária para o período. 
 
 
 
14 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e 
Usinas Repactuadas.  
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 DAVI ANTUNES LIMA, LUIS CARLOS CARRAZZA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, ANDREY VINICIUS ALTOE
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