* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
               48581.000997/2021-00 
 
Nota Técnica n° 143/2021-SGT/ANEEL                                                                                                                                   
 
Em 28 de junho de 2021. 
 
 
Processo: 48500.005035/2020-82 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia 
S.A. – ETO e demais providências pertinentes ao seu 
Reajuste Tarifário Anual de 2021. 
 
 
I -  DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa 
Tocantins – Distribuidora de Energia S.A. – ETO, a vigorar a partir de 4 de julho de 2021, calculado em 
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na 
Cláusula Sexta dos Contratos de Concessão de Distribuição 052/1999-ANEEL e seus termos aditivos e de 
acordo com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual 
é sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
II -  DOS FATOS 
 
2. 
A ETO, sediada na cidade de Palmas/TO, atende aproximadamente 624 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual na ordem 
de R$ 1,37 bilhão. 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
   Fonte: SAMP – competência março/2021. 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
521.700
92.688
44,0%
Industrial
1.568
39.234
18,6%
Comercial
33.511
30.159
14,3%
Rural
57.804
23.266
11,0%
Iluminação Pública
816
9.597
4,6%
Poder Público
7.449
11.719
5,6%
Serviço Público
901
2.741
1,3%
Demais classes
237
1.315
0,6%
Total 
623.986
210.718
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
 
3. 
Por meio da REH nº 2720/2020, de 30 de junho de 2020, foi homologada a Revisão Tarifária 
Periódica da ETO, o que implicou em efeito tarifário médio de 7,17%, com vigência a partir de 04 de julho 
de 2020. 
 
4. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico 
para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
 
5. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e a 
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
6. 
O Memorando nº 94/2021-SRM/ANEEL3, de 1º de junho de 2021, informou os respectivos 
montantes e preços de repasse de contratos bilaterais de compra e venda de energia que a concessionária 
possui. 
 
7. 
Em 10 de junho de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 158/2021-SFF/ANEEL4, com os 
valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, além 
das informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras 
relativas à ETO.  
 
8. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis 
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela 
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as 
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste 
ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a 
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram 
incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados no tópico IV.6, referente aos Componentes 
Financeiros e respectiva análise. 
 
 
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
3 Documento SIC nº 48580.0004004/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48536.002074/2021-00.

Fls. 3 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
 
9. 
Em 26 de abril e 13 de maio de 2021, em resposta ao Ofício Circular nº 08/2021-
SGT/SRD/SFF/ANEEL5, a ETO encaminhou mensagem6 , na qual informa que acerca das receitas previstas 
no §3º do Art.70-A, no §7º do Art. 88 da REN 414/2010 e §2º do Art. 9º da REN 376/2019, o saldo 
contabilizado até a competência de dezembro/2020 é de R$ 1.464.798,57. 
 
10. 
Em 22 de junho de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ETO7 as 
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
Posteriormente, em 24 de junho de 2021, foi enviada nova mensagem com atualização do cômputo do 
reajuste tarifário8. 
 
11. 
Em 25 de junho de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF9, a ETO encontra-se adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei 
n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004. 
 
12. 
Em 28 de maio de 2021, a ETO protocolou o a Carta DPR-0150A/202110, por meio da qual 
requisitou a utilização no cálculo dos créditos de PIS e COFINS no montante de R$17.117.000,00, com 
objetivo de mitigar o efeito do reajuste para o consumidor final. No mesmo dia, por e-mail11, a SGT 
reencaminhou novas versões de cálculo ao conselho de consumidores. 
 
 
III -  DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
13. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ETO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 4,04%, sendo de 5,10%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 3,81%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
 
 
5 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00. 
6 Documento SIC nº 48581.000968/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48581.001017/2021-00. 
8 Documento SIC nº 48581.001018/2021-00. 
9 Documento SIC nº 48581.001016/2021-00. 
10 Documento SIC nº 48513.017280/2021-00. 
11 Documento SIC nº 48513.001024/2021-00.

Fls. 4 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
Tabela 2: Efeito médio  
 
 
14. 
O efeito médio de 4,04% decorre:  
 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcelas A e B, calculados conforme estabelecido no 
contrato de concessão, para a formação da Receita Requerida;  
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que 
vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
15. 
Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
depende do grupo e modalidade tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos 
pelos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo 
variações.  
 
16. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 4,39%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 3,61%, conforme 
a Tabela 3 seguinte: 
 
Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,10%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
3,81%
Efeito Médio AT+BT
4,04%

Fls. 5 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
711.329.218
         
771.470.710
         
8,5%
4,39%
52,1%
Encargos Setoriais
96.120.382
           
123.332.340
         
28,3%
1,98%
8,3%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.642.019
              
2.850.350
              
7,9%
0,02%
0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
41.507.561
           
47.595.688
           
14,7%
0,44%
3,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
9.656.876
              
0,0%
0,70%
0,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
4.731.084
              
0,0%
0,34%
0,3%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
21.953.013
           
24.285.450
           
10,6%
0,17%
1,6%
PROINFA
16.598.029
           
20.448.696
           
23,2%
0,28%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
13.419.760
           
13.764.196
           
2,6%
0,03%
0,9%
Custos de Transmissão
94.292.601
           
89.067.414
           
-5,5%
-0,38%
6,0%
Rede Básica
70.472.085
           
64.647.585
           
-8,3%
-0,42%
4,4%
Rede Básica Fronteira
19.660.586
           
19.124.198
           
-2,7%
-0,04%
1,3%
Rede Básica ONS (A2)
198.362
                 
275.601
                 
38,9%
0,01%
0,0%
Conexão
2.238.602
              
3.111.470
              
39,0%
0,06%
0,2%
Uso do sistema de distribuição e CCD
1.722.965
              
1.908.561
              
10,8%
0,01%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
513.148.326
         
551.117.725
         
7,4%
2,77%
37,2%
Receitas Irrecuperáveis
7.767.909
              
7.953.231
              
2,4%
0,01%
0,5%
PARCELA B
660.039.873
         
709.574.391
         
7,5%
3,61%
47,9%
IRT
1.371.369.090
      
1.481.045.101
      
8,0%
8,00%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(30.488.636)
          
-2,22%
CVA em processamento - Energia
29.635.403
           
2,16%
CVA em processamento - Transporte
5.542.859
              
0,40%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
17.038.126
           
1,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(363.432)
                
-0,03%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.035.213)
            
-0,08%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
3.832.788
              
0,28%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.032.951)
            
-0,08%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(34.871)
                  
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(35.161.607)
          
-2,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
462.315
                 
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
42.163.016
           
3,07%
Reversão do Risco Hidrológico
(36.919.919)
          
-2,69%
Ajuste CUSD
1.031.588
              
0,08%
Repasse de compensação DIC/FIC
(5.048)
                    
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(97.654)
                  
-0,01%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(10.123.047)
          
-0,74%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
5.391.318
              
0,39%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(6.650.130)
            
-0,48%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(20.503.395)
          
-1,50%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(547.245)
                
-0,04%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(4.814.011)
            
-0,35%
Créditos REN 414/2010 e REN 376/2009
(1.485.526)
            
-0,11%
Créditos de PIS/Cofins
(12.981.002)
          
-0,95%
Recálculo/Ajuste RTP 2020
(3.975.952)
            
-0,29%
Financeiro de diferença de Tusd G - RTA 2020
(394.845)
                
-0,03%
Ajuste do Encargo de Conexão Miracema - RTA 2020
539.798
                 
0,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,74%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
4,04%

Fls. 6 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
17. 
O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
18. 
Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,8% para o ICMS e 
4,7% para o PIS e COFINS (total de 27,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 37,9% por fora 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
19. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão da ETO nos últimos dez anos, 49,22%, comparada com a variação do IGP-M (133,12%) 
e IPCA (73,71%) no mesmo período. 
Custo de 
Distribuição
47,9%
Custo de 
Energia
37,2%
Custo de 
Transporte
6,0%
Encargos 
Setoriais
8,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
Custo de       
Distribuição
34,7%
Custo de            
Energia
27,0%
Custo de Transmissão
4,4%
Encargos          
Setoriais
6,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,4%
ICMS
22,8%
PIS/COFINS
4,7%
Tributos 
27,5%

Fls. 7 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
 
 
Gráfico 3: Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)  
 
 
IV -  DA ANÁLISE 
 
IV.1. Metodologia Aplicada 
 
20. 
Conforme detalhado no Anexo I. 
 
 
IV.2. Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ETO é de julho/2020 a 
junho/2021. 
 
 
IV.3. Receita Anual 
 
22. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 1.371.369.090, conforme demonstrado na Tabela a seguir. 
447,66
420,83
344,23
378,75
420,80
437,28
462,03
525,74
520,75
549,22
605,30
600,08
647,35
667,99
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Revisão
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Revisão
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Fls. 8 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
 
Tabela 4: Mercado no Período de Referência 
 
 
IV.4. PARCELA A 
 
IV.4.1. Encargos Setoriais 
 
23. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 5: Encargos Setoriais 
 
 
24. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 1,98%. Nesse ponto, 
destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de componente nova do Encargo CDE, 
aqui denominado CDE - Conta COVID, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme 
disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio 
do caixa das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta 
Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid alocada na TUSD são, respectivamente, de 0,34% e 
0,70%. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
2.147.152
          
1.275.429.764
             
A2   (88 a 138 kV)
4.767
                  
2.012.722
                     
A3   (69 kV)
7
                          
36.977
                           
A3a (30 kV  a 44 kV)     
119.231
             
57.669.495
                   
A4   (2,3 kV a 25 kV)
226.008
             
119.923.613
                 
BT  (menor que 2,3 kV)
1.797.139
          
1.095.786.957
             
Livres A1
-
                      
23
                                   
Demais Livres
342.471
             
76.680.142
                   
Distribuição
7.888
                  
943.089
                         
Geração
-
                      
18.316.072
                   
Total
2.497.511
          
1.371.369.090
             
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.642.019
            
2.850.350
            
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
41.507.561
          
61.983.648
          
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
21.953.013
          
24.285.450
          
DSP 1.200/2021
PROINFA
16.598.029
          
20.448.696
          
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
13.419.760
          
13.764.196
          
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
96.120.382
          
123.332.340

Fls. 9 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
 
IV.4.2. Transmissão 
 
25. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste 
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
 
26. 
Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de -5,5% correspondem a um efeito médio 
de -0,38%. Destaca-se a consideração da previsão de redução dos custos de Rede Básica e Rede Básica 
Fronteira decorrente do reperfilamento do pagamento dos financeiros associados à RBSE12, que permitiu 
um menor pagamento do saldo devedor da respectiva componente financeira da RBSE nos ciclos tarifários 
de 2021-22 e 2022-23, período em que se espera uma pressão tarifária maior, e um pagamento uniforme 
a partir do ciclo tarifário 2023-24 a 2027-28, quando se encerra o pagamento desta componente. 
 
IV.4.3. Compra de Energia 
 
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
27. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da ETO. 
 
 
12 A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos ativos, 
conforme Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00) de 18 de 
novembro de 2020, deve incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 
120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020. A diferença entre a remuneração indicada e a 
remuneração até então aplicada por força de decisões judiciais liminares (IPCA), as quais foram cassadas, resultou 
em passivo financeiro o qual foi incorporado aos custos de transmissão para o período entre julho de 2020 até julho 
de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à RBSE, o pagamento desse passivo é reduzido no período 
entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a compensação nos anos subsequentes. 
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Rede Básica
70.472.085
          
64.647.585
              
Rede Básica Fronteira
19.660.586
          
19.124.198
              
Rede Básica ONS (A2)
198.362
                
275.601
                    
Conexão
2.238.602
            
3.111.470
                 
Uso do sistema de distribuição
1.722.965
            
1.908.561
                 
Total dos Custos de Transporte
94.292.601
          
89.067.414

Fls. 10 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
28. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da ETO para atendimento ao 
seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de venda 
da concessionária. 
 
Tabela 8: Energia Requerida (MWh) – DRP 
 
 
IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia 
 
Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.746/2020 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Tarifas 
Resultado dos leilões atualizado 
Bilaterais 
Montante e preço 
Memorando nº 94/2021-SRM/ANEEL 
CCEARs térmicas 
Tarifas 
Previsão SGT 
 
29. 
A Tabela a seguir demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os 
seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
3,71%
3,71%
REH 2.720/2020
Técnica (s/ merc. injetado)
11,49%
11,49%
REH 2.720/2020
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,55%
1,55%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
1.797.139
1.797.139
SAMP
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
2.147.152
            
2.147.152
            
Fornecimento
2.147.152
            
2.147.152
            
Consumidores Livres
350.358
                
350.358
                
Perdas Totais
439.087
                
439.087
                
Perdas Rede Básica
39.542
                  
39.542
                  
Perdas na Distribuição
399.546
                
399.546
                
Perda Não Técnica
66.674
                  
66.674
                  
Perda Técnica
332.872
                
332.872
                
Energia Requerida
2.586.239
            
2.586.239
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.821/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.746/2020  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Tarifas      Resultado dos leilões atualizado  
  Bilaterais      Montante e preço      Memorando nº 94/2021-SRM/ANEEL  
  CCEARs térmicas      Tarifas      Previsão SGT  

Fls. 11 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
30. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a ETO, em função do Mercado 
de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$ 551.117.724,72 e levaram a uma variação no efeito 
médio de 2,77%, com contribuições mais expressivas dos CCEAR por disponibilidade, 1,08%, e do contrato 
bilateral referente à UHE Lajeado, 1,21%. 
 
31. 
A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra 
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
1.379.563
                      
1.525.801
                      
247,27
           
377.277.831
       
Existente - CCEAR-DSP
21.393
                           
23.661
                           
293,85
       
6.952.722
            
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
897.245
                         
992.356
                         
270,11
           
268.046.307
       
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
293.589
                         
324.710
                         
229,08
       
74.384.550
         
Madeira e Belo Monte
167.336
                         
185.075
                         
150,72
       
27.894.252
         
Bilaterais
200.604
                         
221.869
                         
311,55
           
69.122.704
         
Energia Base
763.261
                         
838.569
                         
124,88
           
104.717.190
       
Cota Angra I/Angra II
79.977
                           
88.455
                           
249,64
           
22.081.928
         
Cotas Lei n º 12783/2013
630.455
                         
697.285
                         
118,51
           
82.635.262
         
PROINFA
52.829
                           
52.829
                           
-
                  
-
                        
Total
2.343.428
                      
2.586.239
                      
213,10
           
551.117.725

Fls. 12 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia 
 
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis 
 
32. 
Para a ETO, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe de 
consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
42.439
                 
21.393
                 
-49,59%
285,36
                
293,85
                
2,97%
Existente - CCEAR-QTD
22.746
                 
-
                        
-100,00%
188,25
                
-
                      
-100,00%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
875.571
               
897.245
               
2,5%
256,08
                
270,11
                
5,5%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
289.481
               
293.589
               
1,4%
213,35
                
229,08
                
7,4%
Madeira e Belo Monte
167.336
               
167.336
               
0,0%
141,50
                
150,72
                
6,5%
Cota Angra I e Angra II
75.735
                 
79.977
                 
5,6%
269,75
                
249,64
                
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
613.887
               
630.455
               
2,7%
112,02
                
118,51
                
5,8%
Bilateral
200.604
               
200.604
               
0,0%
234,07
                
311,55
                
33,1%
Proinfa
52.242
                 
52.829
                 
1,1%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
246.198
               
242.812
               
-1,4%
206,93
                
217,54
                
5,1%
TOTAL
2.586.239
           
2.586.239
           
0,0%
198,41
                
213,10
                
7,4%
2,77%
1,08%
0,37%
0,12%
-0,10%
0,21%
1,21%
-0,01%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Bilateral
 Proinfa

Fls. 13 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
 
33. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da ETO é de 7.953.231, 
contribuindo para o efeito médio de 0,01% no atual reajuste. 
 
IV.5. PARCELA B 
 
34. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros 
associados: 
 
Tabela 13: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
35. 
A atualização da Parcela B representou 3,61% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IPCA, de 8,28% no período de referência, descontada do Fator X, além do 
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
709.306.729
                 
0,52%
5.455.464
            
Industrial
121.630.404
                 
0,43%
775.992
               
Comercial
214.994.168
                 
0,38%
1.210.089
            
Rural
153.746.816
                 
0,19%
421.353
               
Iluminação Pública
42.664.596
                    
0,00%
629
                       
Poder Público
84.558.312
                    
0,07%
89.705
                  
Serviço Público
22.193.292
                    
0,00%
-
                        
Demais
22.274.773
                    
0,00%
-
                        
TOTAL 
1.371.369.090
              
-
                              
7.953.231
            
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
656.151.298
          
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,02243
                  
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
670.871.350
      
SGT/ANEEL
(4) IPCA
8,28%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
-0,62%
(5.1) Componente Pd do Fator X
1,00%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
-0,90%
REH 2.720/2020
(5.3) Componente Q do Fator X
-0,72%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
21.011.504
         
(6.1) Outras Receitas (OR)
12.504.809
             
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
4.060.521
               
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
4.446.174
               
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
709.574.391

Fls. 14 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de 
Demanda (UD). 
 
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
36. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 14: Componentes Financeiros 
 
 
37. 
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -2,22% no atual reajuste da ETO.  
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
29.635.403
           
2,16%
CVA em processamento - Transporte
5.542.859
             
0,40%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
17.038.126
           
1,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(363.432)
               
-0,03%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.035.213)
            
-0,08%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
3.832.788
             
0,28%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.032.951)
            
-0,08%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(34.871)
                 
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(35.161.607)
         
-2,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
462.315
                
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
42.163.016
           
3,07%
Reversão do Risco Hidrológico
(36.919.919)
         
-2,69%
Ajuste CUSD
1.031.588
             
0,08%
Repasse de compensação DIC/FIC
(5.048)
                    
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(97.654)
                 
-0,01%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(10.123.047)
         
-0,74%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
5.391.318
             
0,39%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(6.650.130)
            
-0,48%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(20.503.395)
         
-1,50%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(547.245)
               
-0,04%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(4.814.011)
            
-0,35%
Créditos REN 414/2010 e REN 376/2009
(1.485.526)
            
-0,11%
Créditos de PIS/Cofins
(12.981.002)
         
-0,95%
Recálculo/Ajuste RTP 2020
(3.975.952)
            
-0,29%
Financeiro de diferença de Tusd G - RTA 2020
(394.845)
               
-0,03%
Ajuste do Encargo de Conexão Miracema - RTA 2020
539.798
                
0,04%
Total
(30.488.636)
         
-2,22%

Fls. 15 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
38. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi o de Previsão do Risco 
Hidrológico, com impacto no reajuste de 3,07%, decorrente déficit de produção de energia, abaixo da 
garantia física, previsto para o período dos próximos 12 meses, das usinas comprometidas com contratos 
de Cotas de Garantia Física (CCGF), da usina de Itaipu e das usinas que firmaram Termo de Repactuação 
de Risco, em conformidade com a Lei nº 13.203/2015. 
 
39. 
O impacto dos componentes de CVA em Processamento – Energia, Transporte e Encargos – 
foi de 3,81%, decorrente da diferença entre os respectivos itens de custo incorridos pela concessionária 
e as coberturas concedidas no processo tarifário de 2020. 
 
40. 
Merece destaque o resultado da liquidação do excedente/déficit de energia contratada 
pela concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação/Exposição de energia), que impactou 
no reajuste em -2,56%, conforme indicado na Tabela 3. O resultado em questão, cerca de -35,4 Milhões, 
contempla: (i) as liquidações de energia no curto prazo para os meses de competência de abril de 2020 a 
março de 2020, aproximadamente -4,6 Milhões, e; (ii) a reversão, em favor dos consumidores, do efeito 
financeiro decorrente dos montantes de sobrecontatação/exposição não reconhecidos como 
involuntários, referentes aos anos civis de 2016 e 2017, no valor aproximado de -30,5 milhões, conforme 
Despacho nº 2.508/2020. 
 
Recálculo e Ajustes referentes à Revisão Tarifária Periódica de 2020 
 
41. 
Após a homologação do resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2020 a SGT identificou 
a necessidade de recálculo e ajustes referentes: (i) à taxa de remuneração aplicada às Obrigações 
Especiais - OE; (ii) reversão em favor da modicidade tarifária de receitas associadas a Ultrapassagem de 
Demanda - UD e Excedente de Reativos – ER anteriores à Data de Referência de Alteração Contratual – 
DRAC; (iii) diferença de Tusd-g de geradores e; (iv) diferença de custos associados aos encargos de 
conexão de transmissão Eletronorte e Miracema. Os itens em questão são descritos a seguir: 
 
42. 
A correção itens (i) e (ii) ensejou procedimento de recálculo do processo tarifário de 2020, 
sendo que, além de ajuste financeiro13 equivalente a aproximadamente 3,97 milhões, conforme indica a 
Tabela 3, também foi considerada redução econômica da Parcela B14. 
 
43. 
Os ajustes relacionados aos itens (iii) e (iv), associados a diferenças de custos de 
transmissão não passíveis de ajuste via CVA, decorrem de diferenças entre os valores provisórios, 
 
 
13 O ajuste financeiro considera a variação de mercado e da SELIC, conforme parágrafo 49 do Submódulo 3.1A do Proret. 
14 O ajuste econômico, calculado conforme parágrafo 51 do Submódulo 3.1A do Proret, considerada a variação de mercado, a 
adequação do Fator PB, o IPCA e a correta alocação das receitas de UDER, e corresponde redução da parcela B em 
aproximadamente R$ 11,5 Milhões.

Fls. 16 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
considerados na RTP 2020, e o valores efetivamente homologados por meio das Resoluções 
Homologatórias 2.726 e 2.727/2020, publicadas em data posterior àquele processo tarifário. Os 
financeiros correspondentes, com valores aproximados respectivamente de R$ 539,8 mil e – R$ 394,8, 
estão indicados na Tabela 3. 
 
Medidas de Mitigação do Efeito Tarifário 2021 
 
44. 
Conforme também reportado no início dessa Nota Técnica, foram estudados e elaborados 
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de 
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-
financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, mencionados a seguir, foram 
incorporados a esse processo tarifário e contribuíram substancialmente para a redução tarifária, 
juntamente com a reversão dos valores transferidos à ETO no âmbito da Conta COVID. Nesse sentido, os  
considerados no processo, da ordem de R$ 51,7 milhões, contribuíram com uma redução tarifária 
correspondente de -3,77%, conforme elencado abaixo. 
 
i. 
Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos 
para a ETO de recursos da Conta-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores 
recebidos pela distribuidora na Conta-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos 
itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando a reversão de aproximadamente 
37,2 milhões, com um impacto de -2,72%. 
 
ii. 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 376 e 414). Também 
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária, 
associados à REN nº 414/2010. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos 
encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no §3º Art. 
70-A da REN nº414º2010 e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não 
puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no § 7º do Art. 88 da REN nº 414/2010, cujo volume 
informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa, após correção monetária, 
cerca de R$ 1,49 milhão, contribuindo para o efeito em -0,11%. Vale ressaltar que o valores informados 
pela concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos 
processos tarifários. 
 
iii. 
Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que 
questionam a incidência sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, 
estando o tema em Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021, em situações 
excepcionais, autoriza o uso antecipado a conclusão da referida Consulta Pública. Em 28 de junho de 2021,

Fls. 17 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
a concessionária informou 15  que até o momento conseguiu compensar, junto à receita federal, o 
montante aproximado de R$ 13,0 milhões, solicitando a reversão como componente financeiro negativo 
extraordinário, proposta acatada por essa relatoria, contribuindo para o efeito médio em  
-0,95%.  
 
 
Bandeiras tarifárias 
 
45. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras16 no período contribuiu para 
que a tarifa da ETO não sofresse aumento adicional médio de 1,56%. 
 
 
V -  SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
46. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de jul/2021 a jun/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
jul/2020 a jun/2021.  
 
Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
VI -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
 
 
15 Sic nº 48513.017280/2021-00 
16 No presente processo tarifário foram consideradas a receita total de bandeiras de R$ 21.448.793,48, associadas à Energia, ESS e MCP. 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
1.035.471
        
3.750.607
        
4.786.078
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
78.446
             
720.655
           
799.101
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(81.772)
            
117.245
           
35.472
             
Subsídio Rural
267.133
           
1.314.307
        
1.581.440
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(62.776)
            
446.234
           
383.457
           
Total
1.236.501
        
6.349.047
        
7.585.548

Fls. 18 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
47. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta dos Contratos de Concessão nº 052/1999-ANEEL. 
 
VII -  DA CONCLUSÃO 
 
48. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 052/1999-ANEEL, no que 
consta do Processo nº 48500.005035/2020-82 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da ETO, correspondendo a um efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 4,04% sendo de 5,10% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 3,81% em média para aqueles 
conectados em Baixa Tensão (BT); 
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da ETO; 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária. 
 
VIII -  DA RECOMENDAÇÃO 
 
49. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ANDRÉ VALTER FEIL 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo

Fls. 19 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte.

Fls. 20 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
Equipe 
Atividade 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador - Processos Tarifários 
Leonardo de Araújo Silva 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Leonardo de Araújo Silva 
Técnico Responsável 
Otávio Henrique Galeazzi Franco 
Revisão 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Diego Luis Brancher 
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária 
Aline Oliveira Moura 
Suporte – Sistemas 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização -  
André Valter Feil 
CVA 
Vinícius Menezes Rodovalho 
Descontratações - REN 711/2016 
Wendell Cassimiro da Silva 
Encargos de Transmissão 
 
 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO
Equipe  Atividade
Francisco de Mattos Faé  Coordenador - Processos Tarifários
Leonardo de Araújo Silva
Leonardo de Araújo Silva
Otávio Henrique Galeazzi Franco  Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável
Revisão
Robson Kuhn Yatsu
Diego Luis Brancher  Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Aline Oliveira Moura  Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes
André Valter Feil
Vinícius Menezes Rodovalho  Coordenador – Encargos e Comercialização -
CVA
Descontratações - REN 711/2016
Wendell Cassimiro da Silva  Encargos de Transmissão

Fls. 21 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante 
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016 
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 17, os quais têm caráter normativo e consolidam a 
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação 
setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as 
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
 
 
17 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER      1.0      28/12/2018    

Fls. 22 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e 
Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme 
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração 
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o 
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de 
Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: 
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de 
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital 
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica. 
 
8. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada 
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação:
5.5    Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  1.1  31/05/2016  
5.6    Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE  1.1  23/10/2018  
  Módulo 6 – Demais Procedimentos        
6.1    Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia  1.0  28/03/2016  
6.2    Itaipu  1.0  01/06/2017  
6.3    Encargos de conexão A1  1.0  18/04/2012  
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e        
  Obrigações        
10.2    Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  23/03/2015  

Fls. 23 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
RR: Receita Requerida; 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o 
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação 
setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na 
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação 
da Inflação (IVI) e o Fator X; 
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do 
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento 
tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo 
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de 
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão 
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da 
ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados 
no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões 
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes 
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de 
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário 
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta 
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o 
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste.

Fls. 24 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados 
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii) 
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia 
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e 
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, 
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela 
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os 
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária;  
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;

Fls. 25 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e  
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição. 
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante 
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão 
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos 
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º 
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 
2013. 
 
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia 
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em 
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução 
Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário 
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº 
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET;

Fls. 26 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem 
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído 
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo 
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos 
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como 
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos 
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência 
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de 
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a 
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar 
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída 
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, 
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso 
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.

Fls. 27 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
17. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado 
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base 
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende 
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes 
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas 
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à 
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes. 
 
19. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL 
por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio 
de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para 
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela 
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
22. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.

Fls. 28 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
23. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo 
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa 
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, 
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas 
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária 
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos. 
 
24. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com 
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se 
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período 
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da 
concessionária de distribuição. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A 
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do 
montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, 
em R$/MW. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante 
faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa 
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
28. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão 
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.

Fls. 29 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
29. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225, 
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da 
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia 
vigentes na data da revisão. 
 
30. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos 
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto 
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas; 
 
• Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para 
o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
• Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do 
PRORET; 
 
• Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo 
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET;

Fls. 30 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
• Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
• Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram 
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no 
Art. 15 do mesmo decreto;  
 
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos 
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na 
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é 
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos 
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica 
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.

Fls. 31 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
32. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no 
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante 
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas 
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
33. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da 
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica18.  
 
34. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores 
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – 
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
36. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 19 considerando o período de 
referência em questão.  
 
 
18 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da 
referida instalação. 
19 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.

Fls. 32 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
 
38. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, 
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos 
Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
39. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de 
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe 
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, 
conforme fórmula abaixo: 
 
𝑉𝑅𝐼=
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}  
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela 
“B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma:

Fls. 33 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓     
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de 
potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e 
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo 
2.7A; e 
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da 
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1,  definido como:  
 
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário.

Fls. 34 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
44. 
O Fator X20 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no 
Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados 
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e 
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula 
abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
45. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia 
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades 
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras. 
 
46. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação 
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET21. 
 
 
 
20 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
21  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 
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator

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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
49. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário 
anual são:  
 
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade 
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula 
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais 
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 
 
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da 
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindo-
se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio 
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada 
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, 
de 24/1/2002. 
• A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de 
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da 
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 
• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o 
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada 
especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, 
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes 
financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa 
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto 
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério 
da Fazenda (MF).

Fls. 36 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005035/2020-82 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados 
pela Selic22. 
• Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na 
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de 
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela Superintendência 
de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, foi utilizado banco 
de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao cálculo do saldo 
de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.  
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos no 
citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar ou 
retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta 
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo 
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de 
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET23, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
 
 
 
 
 
22 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. 
23 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf

Fls. 37 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de 
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
51. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
52. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
53. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras 
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do 
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
54. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em 
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio 
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de 
irrigação. 
 
55. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o 
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante 
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados 
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve 
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.

Fls. 38 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* 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 48500.005035/2020-82 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201624, de 14 de junho de 2016, publicar 
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as 
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com 
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
58. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as 
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma 
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE 
sobre as glosas realizadas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
24 Publicada em 16 de junho de 2016.

Fls. 39 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Fls. 40 Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 28/06/2021. 
 
 
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