* 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 48500.004621/2020-18 
Revisão Tarifária Periódica 
 
 
 
 
 
COPEL 
Companhia Paranaense de Energia 
 
 
 
 
 
 
 
 
Consulta Pública 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA
NOTA TÉCNICA
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004621/2020-18 
Nota Técnica no 135/2021–SGT/ANEEL 
 
Em 17 de junho de 2021 
 
 
Processo n.º 48500.004621/2020-18 
 
Assunto: Revisão Tarifária Periódica da 
COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A. 
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da revisão tarifária periódica de 2021 da 
COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A, após análise das contribuições recebidas na Consulta Pública  
nº 11/2021 e na Audiência Pública nº 007/2021. A análise de contribuições da CP 11/2020 consta 
da Nota Técnica nº 136/2021-SGT/ ANEEL, de 17 de junho de 2021.  
 
2. 
A presente proposta de revisão tarifária da COPEL segue os procedimentos e 
metodologias de cálculo previstos nos Módulos 2, 3 e 7 do Procedimentos de Regulação Tarifária -  
PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária, do reajuste tarifário e da estrutura tarifária.  
 
3. 
A síntese das metodologias aplicáveis a esta revisão consta do Anexo I desta Nota 
Técnica. 
 
4. 
A Seção II apresenta uma descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da COPEL. A 
Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do 
Reposicionamento Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes 
Financeiros e Fator X. A seção IV traz as conclusões. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
5. 
O Contrato de Concessão nº 046/1999, que regula a exploração dos serviços públicos 
de distribuição de energia elétrica na área de concessão da COPEL, define a data de 24/06/2021 
para a realização da revisão tarifária periódica. 
 
6. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução 
Normativa 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. 
 
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
7. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
por meio do Ofício n° 163/2021-SGT/ANEEL1, de 25 de janeiro de 2021, sendo encaminhados pela 
concessionária mediante a Carta SRF-C/009/20212, de 11 de fevereiro de 2021. 
 
8. 
Em 30 de março de 2021 a Diretoria Colegiada decidiu por instaurar consulta pública, 
na modalidade intercâmbio documental entre 31 de março e 14 de maio de 2021, com reunião 
virtual, em 23 de abril de 2021, para colher subsídios e informações para aprimorar a proposta 
referente à Revisão Tarifária Periódica COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A, a vigorar a partir de 24 
de junho de 2021, e definir os correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para 2022 a 2026. 
 
9. 
Em 27 de maio de 2021 a SRD emitiu a Nota Técnica nº 0068/2021-SRD/ANEEL3, por 
meio da qual apreenta a análise das contribuições da Consulta Pública nº 11/2021 e estabelece os 
limites de DEC e FEC dos conjuntos da COPEL-DIS para os anos de 2022 a 2026. 
 
10. 
Em 31 de maio de 2021 a Copel encaminhou atualização das informações iniciais, por 
meio da oficio SRF-C/059/20214, no qual atualiza as informações e os valores já apresentados no 
pleito inicial. 
 
11. 
Em 02 de junho de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira 
– SFF enviou, por meio do Memorando nº 150/2021-SFF/ANEEL5, a validação dos pagamentos de 
itens da Parcela A, Garantias Financeiras e Receitas de Ultrapassagem de Demanda, Excedente de 
Reativos e Outras Receitas. 
 
12. 
Em 10 de junho de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira 
– SFF emitiu o Memorando nº 161/2021-SFF/ANEEL6, no qual estabelece os valores a Base de 
Remuneração validada e dos montantes das Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente 
de Reativos referente ao período pré-DRAC. 
 
13. 
Em 11 de junho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Distribuição – SRD enviou, por meio do Memorando nº 141/2021-SRD/ANEEL7, a apuração das 
perdas na distribuição da COPEL, consolidada pela Nota Técnica n° 073/2021-SRD/ANEEL, de mesma 
data. 
 
14. 
Em 17 de junho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT emitiu a Nota 
Técnica 136/2021–SGT/ANEEL8 que apresenta o Relatório de Contribuições da Consulta Pública nº 
011/2021. 
 
1 Documento SICNET nº 48581.000100/2021-00. 
2 Documento SICNET nº 48513.003422/2021-00. 
3 Documento SICNET nº 48554.000901/2021-00. 
4 Documento SICNET nº 48513.014711/2021-00. 
5 Documento SICNET nº 48536.002001/2021-00. 
6 Documento SICNET nº 48536.002080/2021-00. 
7 Documento SICNET nº 48554.001006/2021-00. 
8 Documento SICNET nº 48581.000959/2021-00. 
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
 
15. 
Em 17 de junho de 2021, a proposta final da Revisão Tarifária foi encaminhada à 
COPEL e ao Conselho de Consumidores. 
 
16. 
Em 18 de junho de 2021 a COPEL protocolou a Carta REC-DIS-1322/20219 na qual 
complementa seus pleitos anteriores e requer o reconhecimento de componente financeiro 
negativo referente ao Bônus Itaipu no montante de R$ 102.968.407,62, assim como o componente 
financeiro negativo de R$ 702.000.000,00 referente à devolução dos créditos de PIS e COFINS. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
17. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se em 
consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e 
as alterações na estrutura de custos.  
 
18. 
No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos 
reajustes tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de 
produtividade obtidos pela concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de 
incentivos que foram estabelecidos pela ANEEL nos processos tarifários. 
 
19. 
Além disso são definidas as perdas técnicas e não técnicas regulatórias a serem 
aplicadas nos processos tarifários. Para a definição das perdas não técnicas, a ANEEL compara o 
desempenho das concessionárias, determinando uma trajetória para cada uma delas no ciclo.  
 
20. 
Os detalhes das metodologias aplicadas nos processos de revisão tarifária estão 
descritos no Anexo I desta nota técnica.  
 
 
B. Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da COPEL é de junho/2020 
a maio/2021. 
 
C. Receita Verificada  
 
22. 
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado 
informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste 
tarifário homologado em 2020.  
 
 
9 Documento SICNET nº 48513.016430/2021-00. 
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
23. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo 
tarifário e nível de tensão. 
 
Tabela 1. Receita Verificada 
 
 
D. PARCELA A 
 
24. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as 
condições vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de 
energia elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão 
(CT), os custos com Encargos Setoriais (ES), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota 
Técnica. 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
25. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, 
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e tem seus valores 
estabelecidos pela ANEEL  
 
26. 
Os encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária, bem como os dispositivos 
legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 2. Encargos Setoriais 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
18.766.982
        
9.025.376.734
    
A2   (88 a 138 kV)
1.668
                  
800.518
                
A3   (69 kV)
27.699
                
12.326.887
          
A3a (30 kV  a 44 kV)     
616.686
             
278.032.940
        
A4   (2,3 kV a 25 kV)
3.456.882
          
1.612.023.887
    
As
10.668
                
6.679.867
            
BT  (menor que 2,3 kV)
14.653.378
        
7.115.512.634
    
Suprimento
78.816
                
25.849.170
          
Livres A1
329.176
             
24.195.982
          
Demais Livres
10.424.454
        
1.611.468.999
    
Distribuição
816.688
             
55.736.916
          
Geração
-
                      
61.484.120
          
Total
30.416.116
        
10.804.111.921
  
Descrição
Valor (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
12.891.467
        
Módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.882.877.710
  
REH 2.864/2021 DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
209.254.364
     
DSP 1.200/2021
PROINFA
263.689.016
     
ReH  2.815/2020
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
99.748.284
        
Res. Normativa nº 316/2008
Total
2.468.460.842
  
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 1 8.766.982 9.025.376.734
A2 (88 a 138 kV) 1 .668 8 00.518
A3 (69 kV) 2 7.699 12.326.887
A3a (30 kV a 44 kV) 6 16.686 2 78.032.940
A4 (2,3 kV a 25 kV) 3 .456.882 1.612.023.887
As 1 0.668 6.679.867
BT (menor que 2,3 kV) 1 4.653.378 7.115.512.634
Suprimento 7 8.816 25.849.170
Livres A1 3 29.176 24.195.982
Demais Livres 1 0.424.454 1.611.468.999
Distribuição 8 16.688 55.736.916
Geração - 61.484.120
Total 3 0.416.116 10.804.111.921
Descrição Valor (R$) Dispositivo Legal    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 2.891.467 Módulo 5.5 do PRORET    
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.  1 .882.877.710
209.254.364
263.689.016
9 9.748.284  REH 2.864/2021 DSP 939/2021
DSP 1.200/2021
ReH 2.815/2020
Res. Normativa nº 316/2008
Total 2.468.460.842    
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2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
27. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, 
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
28. 
Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados 
nesta revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
  
 
 
29. 
No que tange a análise de descontratação da SE Salto Grande, ratificamos o que foi 
explanado na Nota Técnica nº 49/2021-SGT/ANEEL de 26 de março de 2021, salientando que a 
análise do caso concreto, com eventuais efeitos para o consumidor da COPEL, será tratada no 
processo 48500.000375/2021-06, referente à RAP, ciclo 2021-2022. 
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Energia requerida e perdas regulatórias 
 
30. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia 
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, 
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, 
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.  
 
31. 
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado 
pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando nº 141/2021-
SRD/ANEEL, de 11 de junho de 2021, que manteve o valor informado pela Nota Técnica  
nº 073/2021-SRD/ANEEL, de mesma data, no percentual de 5,84% sobre a energia injetada. 
 
32. 
A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não 
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão 
com certo grau de semelhança socioeconômica. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não 
técnica para a concessionária, obtida conforme Submódulo 2.6A do PRORET. 
 
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
935.965.697
     
Rede Básica Fronteira
272.234.096
     
Rede Básica ONS (A2)
1.634.091
          
MUST Itaipu
112.534.741
     
Transporte de Itaipu
151.449.002
     
Conexão
70.419.051
        
Total
1.544.236.677
  
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
Tabela 4. Trajetória Perdas Não Técnicas Regulatória 
 
Cálculo do Ponto de Partida 
 
 
Cálculo do Ponto de Chegada 
 
 
Trajetória 
 
 
33. 
No caso da COPEL, estabeleceu-se como ponto de partida o valor de 4,47% (menor 
valor entre a média histórica e a meta da última revisão); a meta conforme metodologia 
estabelecida, resultou em percentuais maiores que o ponto de partida, então se procedeu a análise 
de flexibilização que ainda resultou em meta maior que o ponto de partida. Desse modo a meta 
estabelecida é igual ao ponto de partida e, portanto, não há trajetória de redução, ficando as perdas 
não-técnicas, para o ciclo 2021-2024, em 4,47%. 
  
34. 
Para o cálculo das perdas das perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica 
foram utilizados os dados contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses.  
 
35. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo 
de revisão tarifária. 
 
 
Descrição
PNT
a. Meta Ciclo Anterior Faturada
4,70%
b. Diferença entre Medido e Faturado
0,82%
c. Meta Ciclo Anterior Medida [b + c]
5,52%
d. Média Histórico Medida
5,29%
e. Ponto de Partida [ = Média Histórica ]
5,29%
f. Ponto de Partida Faturado [e - b]
4,47%
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
g. Empresa Benchmark
COSERN 
COSERN 
COSERN 
h. Perda Benchmark (PNT/BT)
2,74%
2,74%
2,74%
i. Perda Copel (PNT/BT)
4,47%
4,47%
4,47%
j. Probabilidade de Comparação
99,77%
98,56%
97,54%
k. Meta baseada em cada Benchmark   [ h x j + (1 - j) x i ] 
2,75%
2,77%
2,79%
l. Meta média dos Benchmarks  [ média ( k ) ]
2,77%
m. Ponto de Partida (PNT/BT)
5,29%
n. Meta [ = Ponto de Partida ]
5,29%
o. Meta Faturado [ n + b ]
4,47%
Descrição
Ponto Partida
2021
2022
2023
2024
2025
Trajetória PNT/BT
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
Velocidade de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Limite de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
PNT/BT Medido Regulatório
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
Diferença entre Medido e Faturado
0,82%
0,82%
0,82%
0,82%
0,82%
0,82%
PNT/BT Faturado Regulatório
4,47%
4,47%
4,47%
4,47%
4,47%
4,47%
PT/ Einjetada Regulatório
5,79%
5,79%
5,79%
5,79%
5,79%
5,79%
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Pág 7 da Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela 5. Energia Requerida 
 
 
b. Valoração da compra de energia 
 
36. 
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. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme 
tabela ab seguir: 
 
 
 
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato
Dado Utilizado
Dispositivo Legal
Bilaterais
Preços e montantes
Previsão SGT
Cota Angra I/Angra II
Receita Fixa e Tarifa de repasse
REH 2.643/2019
Cotas Lei n º 12.783/2013
Receitas Anuais de Geração
REH 2.746/2020
Cota PROINFA
Montante e preço da cota
REH 2.815/2020
CCEARs
Montante
CCEE
CCEARs (exceto térmicas)
Preços
Resultado dos leilões atualizado
CCEARs térmicas
Preços
Previsão SGT
 
38. 
A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Descrição
Energia (MWh)
Perdas na Rede Básica
464.953
             
Perdas na Distribuição
2.598.765
          
Perdas Técnicas
1.944.046
          
Perdas Não Técnicas
654.720
             
Energia Vendida
18.845.798
        
Energia Requerida
21.909.516
        
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Descrição Energia (MWh)
Perdas na Rede Básica 464.953
Perdas na Distribuição 2.598.765
Perdas Técnicas 1.944.046
Perdas Não Técnicas 654.720
Energia Vendida 1 8.845.798
Energia Requerida 2 1.909.516
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes        
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.643/2019  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.746/2020  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Preços      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Preços      Previsão SGT  
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Tabela 7. Custo com Compra de Energia 
 
 
4. Receitas Irrecuperáveis (RI) 
 
39. 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa 
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores. 
A Tabela abaixo apresenta o resultado do cálculo do valor a ser considerado nesta revisão tarifária. 
 
Tabela 8. Receitas Irrecuperáveis 
 
 
 
E. PARCELA B 
 
1. Custos Operacionais (CO) 
 
40. 
A determinação do nível eficiente para os custos operacionais é obtida pela 
comparação entre as distribuidoras levando-se em consideração as características de cada 
concessionária (extensão de redes, número de consumidores e mercado, entre outras).  A tabela a 
seguir resume o cálculo de definição dos custos operacionais regulatórios para a distribuidora. 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
12.561.203
                   
10.975.889
                   
237,62
           
2.608.069.994
    
Existente - CCEAR-DSP
35.043
                           
30.621
                           
293,85
           
8.997.965
            
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
6.188.376
                      
5.407.358
                      
291,37
           
1.575.548.524
    
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
2.573.539
                      
2.248.740
                      
233,34
           
524.716.424
       
Madeira e Belo Monte
3.764.245
                      
3.289.170
                      
151,65
           
498.807.080
       
Energia Base
12.445.019
                   
10.933.628
                   
211,48
           
2.312.279.765
    
Cota Angra I/Angra II
976.261
                         
853.049
                         
249,64
           
212.955.267
       
Cotas Lei n º 12783/2013
5.903.634
                      
5.158.553
                      
114,73
           
591.822.054
       
Itaipu (tirando as perdas)
5.095.585
                      
4.452.485
                      
338,58
           
1.507.502.444
    
PROINFA
469.540
                         
469.540
                         
-
                  
-
                        
Total
25.006.222
                   
21.909.516
                   
224,58
           
4.920.349.759
    
Descrição
Valor
Receita Base (R$)
17.573.408.458
      
% RI
0,36%
Receita Irrecuperáveis - RI (R$)
64.082.725
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Tabela 9. Custos operacionais regulatórios no reposicionamento 
Intervalo Eficiente 
 
 
41. 
No caso da COPEL a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está abaixo 
do intervalo definido pelo método de benchmarking. Assim haverá trajetória para estes custos ao 
longo do ciclo para que atinjam o limite inferior até o fim do ciclo, e o componente T ficou definido 
em -0,94%.  
   
2. Base de Remuneração Regulatória (BRR), Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração 
Regulatória (QRR) 
 
42. 
A Base de Remuneração consiste no montante de investimentos realizados pelas 
concessionárias na prestação dos serviços de distribuição de energia. 
 
43. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória 
Líquida e do Custo de Capital. O custo de capital representa o custo de oportunidade dos recursos 
do investidor, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade de distribuição de 
energia. 
 
44. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde a depreciação e a 
amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à 
prestação do serviço ao longo da sua vida útil, depende da Base de Remuneração Regulatória Bruta 
e da taxa média de depreciação. 
 
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
69,47%
73,56%
79,74%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
1.577.932.936
     
1.694.505.883
     
1.811.078.831
   
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
1.438.003.315
     
4. Meta estudo de eficiência - R$
1.577.932.936
     
5. Variação Anual (%)
1,87%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a
1.577.932.936
     
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
1.760.071.721
     
8. Meta OPEX 
1.577.932.936
     
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
89,65%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
1.577.932.936
     
11. Número de anos no ciclo
5
                             
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
1.465.989.239
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11. Número de anos no ciclo  5  
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 1.465.989.239    
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45. 
A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como 
o resultado do cálculo da remuneração do capital e da quota de reintegração. 
 
Tabela 10. Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
 
 
46. 
Em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.3 do Módulo 2 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – PRORET, os valores informados pela SFF foram atualizados pelo IPCA entre 
a data-base do laudo de avaliação, 31 de dezembro de 2020, e a data da revisão tarifária, 24 de 
junho de 2021. 
 
 
3. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). 
 
47. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, 
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, 
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
 
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
26.517.341.482
  
(2) Índice de Aproveitamento Integral
56.313.619
          
(3) Obrigações Especiais Bruta
5.622.461.371
    
(4) Bens Totalmente Depreciados
9.074.860.258
    
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
11.763.706.234
  
(6) Depreciação Acumulada
15.184.489.611
  
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
11.332.851.872
  
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
27.143.585
          
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) = (1)-(6)-(8)
11.305.708.287
  
(10) Almoxarifado em Operação
108.831.111
        
(11) Ativo Diferido
-
                         
(12) Obrigações Especiais Líquida
3.459.986.491
    
(13) Terrenos e Servidões
407.565.461
        
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13)
8.362.118.368
    
(15) Base de Remuneração Ativos Concessionária
8.350.252.616
    
(16) WACC
10,64%
(17) Remuneração Ativos Concessionária
888.082.767
        
(18) Base Obrigações Especiais
5.622.461.371
    
(19) Taxa de Remuneração das Obrigações Especiais
1,73%
(20) Remuneração de Obrigações Especiais
97.283.447
          
(21) Saldo RGR/PLPT
11.865.753
          
(22) Taxa RGR/PLPT
2,17%
(23) Remuneração RGR/PLPT
257.321
                
(27) Remuneração do Capital = (17)+(20)+(23)+(26)
985.623.535
        
(28) Taxa de Depreciação
3,73%
(29) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (28)
438.786.243
        
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48. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI: 
 
Tabela 11. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
 
 
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
49. 
O índice de ajuste de mercado considera os ganhos potenciais de produtividade no 
ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas definidas na 
revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual revisão 
tarifária, é de 0,61%. 
 
50. 
O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria 
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor 
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade 
técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na 
atual revisão tarifária, foi definido em -0,48%. 
 
51. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da 
COPEL. 
 
Tabela 12. Cálculo da Parcela B ajustada 
 
 
 
Descrição
Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
1.383.746.528
     
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
622.685.938
        
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
166.049.583
        
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
595.011.007
        
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
65.045.182
          
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
32.551.388
          
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
143.907.128
        
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
241.503.698
        
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
1.465.989.239
     
Custos Operacionais (CO)
1.465.989.239
     
Custo Anual dos Ativos (CAA)
1.665.913.475
     
Remuneração do Capital (RC)
985.623.535
        
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
438.786.243
        
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
241.503.698
        
Parcela B (VPB)
3.131.902.715
     
 Índice de Produtividade da Parcela B
0,61%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
-0,48%
Parcela B com ajustes
3.128.074.507
     
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5. Outras Receitas (OR) 
 
52. 
As concessionárias de distribuição de energia elétrica possuem, além das receitas 
decorrentes da aplicação das tarifas, outras fontes de receita de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, que são denominadas de “Outras Receitas”. Estas podem ser 
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas inerentes ao serviço de 
distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades 
acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de 
concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. 
 
53. 
A tabela a seguir sintetiza o cálculo de “Outras Receitas”, calculada nos termos do 
Submódulo 2.7 A do PRORET. 
 
Tabela 13. Outras Receitas 
 
 
6. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos   
 
54. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade na cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de 
conexão, sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda”. Além disso, também determina que 
seja aplicada cobrança sobre os montantes de energia reativa e demanda de potência reativa que 
infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado “Excedente de 
Reativos”. 
 
55. 
O tratamento destas receitas adicionais auferida pelas distribuidoras é calculada 
conforme o Submódulo 2.7 do PRORET.  
 
56. 
No caso da COPEL estão sendo considerados os seguintes valores de Ultrapassagem 
de Demanda e Excedente de Reativos para os meses entres junho de 2020 a janeiro de 2021, 
informados pela SFF. Tais valores estão sendo subtraídos da Parcela B, proporcionalizados de acordo 
com o ciclo tarifário da empresa e corrigidos pela SELIC. 
 
Descrição das atividades
Compartilhamento
Receita 
Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
16.157.665
       
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
60%
189.957
             
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
60%
139.502.034
     
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
60%
6.270
                 
Operacionalização de serviço de créditos tributários
60%
123.073
             
(3)  subestações de energia;
60%
428
                     
(4)  instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
60%
1.175.645
         
(7)  sistemas de medição de energia elétrica;
60%
3.948.242
         
Serviços de consultoria
60%
92.546
               
Total
161.195.860
     
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004621/2020-18 
57. 
Importante ressaltar que houve alteração na forma de tratamento das receitas de 
ultrapassagem de demanda e excedente de reativos que no ciclo tarifário anterior eram 
contabilizadas como obrigações especiais e nesta revisão entram como redutores da Parcela B. 
Ressalta-se que nesta Revisão foram considerados os montantes referentes a Excedente Reativo e 
Ultrapassagem de Demanda anteriores a DRAC no período de dezembro de 2015 a fevereiro de 
2017. 
 
58. 
Nos termos do PRORET 2.1A, define-se como Data Referência de Alteração 
Contratual - DRAC o último dia do mês de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, 
nos termos do Despacho nº 2.194/2016, ou o último dia do mês da publicação deste PRORET, o que 
ocorrer por último. Para as empresas que ainda não passaram pela 4ª RTP, será considerado como 
redutor da base de remuneração da correspondente revisão, (i) as receitas de UD e ER registradas 
como Obrigações Especiais até a Data-Base do Laudo de Avaliação dos Ativos, quando a DRAC for 
posterior à data do laudo, ou (ii) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até 
DRAC, quando a DRAC for anterior à data do laudo. 
 
Tabela 14. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
 
 
F.  Componentes Tarifários Financeiros  
 
59. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas 
às distribuidoras. 
 
60. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros 
nesta revisão da COPEL. 
 
Descrição
Valor (R$)
Ultrapassagem de Demanda
58.416.580
      
Excedente Reativo
56.275.453
      
Total
114.692.033
    
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Tabela 15. Componentes Financeiros 
 
 
G. Análise da Revisão Tarifária Periódica 
 
1. Resultados 
 
61. 
A Revisão Tarifária da COPEL conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 9,89%, sendo de 9,57%, em média, para os consumidores conectados na 
Alta Tensão e de 10,04%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 16. Efeito médio ao consumidor 
 
 
62. 
O efeito médio nas tarifas de 9,89% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de 
custos de Parcela A e B, que contribui para o  
63. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. 
Quanto aos custos destaca-se o aumento dos custos de transmissão e de distribuição, que tem 
impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão, já quanto as novas TRs destaca-se o 
custo médio de construção de redes que teve maiores aumentos, comparados a revisão de 2016, 
na alta e na média tensão. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
584.166.977
            
5,41%
CVA em processamento - Transporte
401.981.044
            
3,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
154.288.990
            
1,43%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(826.868)
                  
-0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
6.738.097
                
0,06%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
86.371.007
              
0,80%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(5.703.191)
               
-0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(2.383.709)
               
-0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
200.509.699
            
1,86%
Garantias financeiras na contratação de energia (CCEAR)
968.817
                    
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
616.265.850
            
5,70%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(383.225)
                  
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(492.500.167)
          
-4,56%
Reversão Conta-Covid 
(338.812.700)
          
-3,14%
Compensação créditos PIS/COFINS
(702.000.000)
          
-6,50%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE
(228.623.563)
          
-2,12%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(102.968.408)
          
-0,95%
Reversão de créditos de rescisão (REN 376 e 414)
(48.158.257)
             
-0,45%
Total
128.930.394
            
1,19%
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,57%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
10,04%
Efeito Médio AT+BT
9,89%
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
64. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com 
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o 
efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.  
 
Tabela 17. Resumo da revisão
 
 Descrição 
Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
8.065.138.938
      
8.997.130.002
            
11,6%
8,63%
75,9%
Encargos Setoriais
2.073.139.358
      
2.468.460.842
            
19,1%
3,66%
20,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
11.671.329
           
12.891.467
                  
10,5%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
1.542.186.852
      
1.534.490.793
            
-0,5%
-0,07%
13,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
183.443.883
               
1,70%
1,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
164.943.034
               
1,53%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
207.487.215
         
209.254.364
               
0,9%
0,02%
1,8%
PROINFA
218.608.718
         
263.689.016
               
20,6%
0,42%
2,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
93.185.245
           
99.748.284
                  
7,0%
0,06%
0,8%
Custos de Transmissão
1.095.658.797
      
1.544.236.677
            
40,9%
4,15%
13,0%
Rede Básica
631.514.679
         
935.965.697
               
48,2%
2,82%
7,9%
Rede Básica Fronteira
212.389.754
         
272.234.096
               
28,2%
0,55%
2,3%
Rede Básica ONS (A2)
2.111.029
              
1.634.091
                    
-22,6%
-0,00%
0,0%
MUST Itaipu
77.770.023
           
112.534.741
               
44,7%
0,32%
0,9%
Transporte de Itaipu
119.427.711
         
151.449.002
               
26,8%
0,30%
1,3%
Conexão
52.445.601
           
70.419.051
                  
34,3%
0,17%
0,6%
Custos de Aquisição de Energia
4.834.813.594
      
4.920.349.759
            
1,8%
0,79%
41,5%
Receitas Irrecuperáveis
61.527.189
           
64.082.725
                  
4,2%
0,02%
0,5%
PARCELA B
2.738.972.983
      
2.852.186.614
            
4,1%
1,05%
24,1%
Custos Operacionais
1.438.003.315
      
1.464.197.322
            
1,82%
0,24%
12,4%
Anuidades
216.941.681
         
241.208.502
               
11,2%
0,22%
2,0%
Remuneração
767.331.744
         
984.418.781
               
28,3%
2,01%
8,3%
Depreciação
393.914.636
         
438.249.902
               
11,3%
0,41%
3,7%
Outras Receitas
(77.218.393)
          
(161.195.860)
              
108,8%
-0,78%
-1,4%
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo
-
                          
(114.692.033)
              
0,0%
-1,06%
-1,0%
RT considerando a varição tarifária da RTE
10.804.111.921
   
11.849.316.616
          
9,67%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
128.930.394
               
1,19%
CVA em processamento - Energia
584.166.977
               
5,41%
CVA em processamento - Transporte
401.981.044
               
3,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
154.288.990
               
1,43%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(826.868)
                      
-0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
6.738.097
                    
0,06%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
86.371.007
                  
0,80%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(5.703.191)
                   
-0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(2.383.709)
                   
-0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
200.509.699
               
1,86%
Garantias financeiras na contratação de energia (CCEAR)
968.817
                       
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
616.265.850
               
5,70%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(383.225)
                      
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(492.500.167)
              
-4,56%
Reversão Conta-Covid 
(338.812.700)
              
-3,14%
Compensação créditos PIS/COFINS
(702.000.000)
              
-6,50%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE
(228.623.563)
              
-2,12%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(102.968.407,62)
        
-0,95%
Reversão de créditos de rescisão (REN 376 e 414)
(48.158.257)
                
-0,45%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,98%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,89%
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Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Descrição Variação
(R$) (R$) na Revisão na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 8 .065.138.938 8 .997.130.002 11,6% 8,63% 75,9%  
Encargos Setoriais 2 .073.139.358 2 .468.460.842 19,1% 3,66% 20,8%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 1.671.329 1 2.891.467 10,5% 0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 .542.186.852 1 .534.490.793 -0,5% -0,07% 13,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 1 83.443.883 1,70% 1,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) - 1 64.943.034 1,53% 1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 07.487.215 2 09.254.364 0,9% 0,02% 1,8%
PROINFA 2 18.608.718 2 63.689.016 20,6% 0,42% 2,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9 3.185.245 9 9.748.284 7,0% 0,06% 0,8%  
Custos de Transmissão 1 .095.658.797 1 .544.236.677 40,9% 4,15% 13,0%  
Rede Básica 6 31.514.679 9 35.965.697 48,2% 2,82% 7,9%  
Rede Básica Fronteira 2 12.389.754 2 72.234.096 28,2% 0,55% 2,3%  
Rede Básica ONS (A2) 2 .111.029 1 .634.091 -22,6% -0,00% 0,0%  
MUST Itaipu 7 7.770.023 1 12.534.741 44,7% 0,32% 0,9%  
Transporte de Itaipu 1 19.427.711 1 51.449.002 26,8% 0,30% 1,3%  
Conexão 5 2.445.601 7 0.419.051 34,3% 0,17% 0,6%  
Custos de Aquisição de Energia 4 .834.813.594 4 .920.349.759 1,8% 0,79% 41,5%  
Receitas Irrecuperáveis 6 1.527.189 6 4.082.725 4,2% 0,02% 0,5%  
PARCELA B 2 .738.972.983 2.852.186.614 4,1% 1,05% 24,1%  
Custos Operacionais 1 .438.003.315 1 .464.197.322 1,82% 0,24% 12,4%  
Anuidades 2 16.941.681 2 41.208.502 11,2% 0,22% 2,0%  
Remuneração 7 67.331.744 9 84.418.781 28,3% 2,01% 8,3%  
Depreciação 3 93.914.636 4 38.249.902 11,3% 0,41% 3,7%  
Outras Receitas ( 77.218.393) ( 161.195.860) 108,8% -0,78% -1,4%  
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo - ( 114.692.033) 0,0% -1,06% -1,0%  
RT considerando a varição tarifária da RTE 1 0.804.111.921 1 1.849.316.616 9,67% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 128.930.394 1,19%  
  584.166.977 5,41%
  4 01.981.044 3,72%
  1 54.288.990 1,43%
  ( 826.868) -0,01%
  6 .738.097 0,06%
  8 6.371.007 0,80%
  ( 5.703.191) -0,05%
  ( 2.383.709) -0,02%
  2 00.509.699 1,86%
  9 68.817 0,01%
  6 16.265.850 5,70%
  ( 383.225) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 492.500.167) -4,56%  
Reversão Conta-Covid ( 338.812.700) -3,14%  
Compensação créditos PIS/COFINS ( 702.000.000) -6,50%  
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE ( 228.623.563) -2,12%  
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu ( 102.968.407,62) -0,95%  
Reversão de créditos de rescisão (REN 376 e 414) ( 48.158.257) -0,45%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,98%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,89%  
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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65. 
O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição 
da nova Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico 2. Composição da receita sem tributos 
 
66. 
O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com tributos. 
 
 
Gráfico 3. Composição da receita com tributos 
 
2. Análise Parcela A 
 
67. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a COPEL levaram a uma 
variação no efeito médio de 0,79%. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento do custo 
da energia proveniente dos contratos de Energia Nova e Alternativa – CCEAR por Disponibilidade, 
com impacto de 1,03%. 
 
68. 
O Gráfico abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
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Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
69. 
A tabela a seguir apresenta a variação na compra de energia entre a o último processo 
tarifário e a atual revisão: 
 
Tabela 18. Detalhamento da compra de energia 
 
 
70. 
Os custos de transmissão impactaram a revisão em 4,15%. Sobre esse item, destaca-
se a aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas 
Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias 
nº 2.725 e nº 2.726, ambas de julho de 2020. O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das 
cassações das liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do 
processamento de revisões da RAP até então represadas devido à ausência de definição de 
metodologia empregada; (iii) novas instalações de transmissão entrantes no ciclo 2020-2021. 
 
71. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 3,66%. 
Destaca-se, principalmente, o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto 
nº 10.350/2020, que se destina a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
59.773
                 
35.043
                 
-41,37%
285,36
                
293,85
                
2,97%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.601.569
           
6.188.376
           
10,48%
275,60
                
291,37
                
5,72%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
2.423.597
           
2.583.587
           
6,60%
218,33
                
232,43
                
6,46%
Madeira e Belo Monte
3.764.245
           
3.764.245
           
0,00%
140,99
                
151,65
                
7,56%
Cota Angra I e Angra II
968.008
               
976.261
               
0,85%
269,75
                
249,64
                
-7,46%
Cotas Lei n º 12.783/2013
6.038.237
           
5.903.634
           
-2,23%
107,89
                
114,73
                
6,34%
Itaipu
5.229.238
           
5.095.585
           
-2,56%
355,54
                
338,58
                
-4,77%
Proinfa
474.770
               
469.540
               
-1,10%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(2.459.731)
          
(3.106.755)
          
26,3%
225,57
                
229,49
                
1,7%
TOTAL
22.099.706
         
21.909.516
         
-0,9%
218,90
                
224,58
                
2,6%
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual
Existente - CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  5 9.773 35.043 -41,37%
5 .601.569 6.188.376 10,48%
2 .423.597 2.583.587 6,60%
3 .764.245 3.764.245 0,00%
9 68.008 9 76.261 0,85%
6 .038.237 5.903.634 -2,23%
5 .229.238 5.095.585 -2,56%
4 74.770 4 69.540 -1,10%  2 85,36 2 93,85 2,97%
2 75,60 2 91,37 5,72%
2 18,33 2 32,43 6,46%
1 40,99 1 51,65 7,56%
2 69,75 2 49,64 -7,46%
1 07,89 1 14,73 6,34%
3 55,54 3 38,58 -4,77%
- - -
Sobra (-) / Exposição (+)  (2.459.731) (3.106.755) 26,3%  2 25,57 2 29,49 1,7%
TOTAL  2 2.099.706 2 1.909.516 -0,9%  2 18,90 2 24,58 2,6%
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das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-
Covid TUSD são, respectivamente, de 1,53% e 1,70%. 
 
3. Análise Parcela B 
 
72. 
A variação da Parcela B calculada neste processo e a atualmente praticada foi de 
4,13%, acarretando um impacto de 1,05% na revisão tarifária. A seguir detalham-se os impactos nos 
custos de distribuição da concessionária. 
 
73. 
Os custos operacionais variaram em 1,82% contribuindo para um aumento tarifário 
de 0,24%, a aplicação da metodologia indicou a manutenção dos custos regulatórios ao longo do 
ciclo, porém o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à 
qualidade fizeram com que os custos operacionais ficassem menores daquele existente nas tarifas 
atuais. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre o custo operacional 
 
74. 
A cobertura para anuidades variou 11,2% em relação à cobertura para Anuidades 
quando comparada aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,22% nas tarifas. Esse 
resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no 
atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, conforme a regulamentação 
vigente, da qual o cálculo das anuidades depende.   
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Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
 
75. 
A remuneração do capital aumentou 28,3% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 2,01%. A situação adveio principalmente do aumento 
da Base de Remuneração Liquida em decorrência dos investimentos realizados pela COPEL desde 
sua última revisão tarifária, já as taxas de remuneração diminuíram desta para revisão tarifária de 
2016 da distribuidora. O Gráfico a seguir demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre a remuneração do capital 
 
76. 
A quota de reintegração regulatória variou de 11,3% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,41% O aumento proveio da 
variação da Base de Remuneração Bruta, que passou de R$ 9,171 bilhões (a preço de jun/16) para 
R$ 11,305 bilhões (a preço de junho/2021), combinado como aumento na taxa média de 
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depreciação em relação a última revisão tarifária (de 3,68% para 3,73%). O gráfico a seguir 
demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
 
77. 
Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos 
(ER), passam a ser subtraídos da Parcela B. Os valores em questão foram computados juntamente 
com Outras Receitas (OR), o que justifica o impacto nas tarifas de -1,84%. 
 
78. 
Ressalta-se 
que 
neste 
reajuste 
foram 
considerados 
os 
montantes 
de  
R$ 14.981.015,61 e R$ 6.243.158,65 que, respectivamente, referem-se a Excedente Reativo e 
Ultrapassagem de Demanda anteriores a DRAC (dezembro de 2015 a fevereiro de 2017), conforme 
parágrafo 38 do Proret 2.1A. Tais valores correspondem a 1/5 do montante total e serão 
compensados ao longo do ciclo tarifário. 
 
79. 
As receitas irrecuperáveis variaram 4,2% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,02% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais 
regulatórios de inadimplência que são admitidos para a COPEL e da atualização da base de cálculo 
sobre a qual é apurada a cobertura das receitas irrecuperáveis. 
 
4. Análise dos Componentes Financeiros 
 
80. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram com o efeito de 1,19% na atual revisão da COPEL. 
 
81. 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, 
com impacto de -3,14% na Revisão Tarifária. Considerando que foi estabelecido para a COPEL o 
montante de R$ 886.858.954 e que, destes, já foram deduzidos no processo tarifário de 2020 o valor 
de R$ 546.949.011 (valor já atualizado para junho/2021), restaram a serem compensados nesta 
Revisão o valor de R$ 338.812.700. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores 
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disponíveis a serem revertidos pela COPEL da Conta-Covid, previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 
885/2020. 
 
82. 
Ainda importante mencionar os créditos de PIS/COFINS incorporados ao cálculo, 
tendo em vista o trânsito em julgado de processo judicial que deu ganho de causa aos consumidores 
da COPEL no montante total aproximado de R$ 5,697 bilhões (em valores de maio/2021). A Copel 
reconheceu o crédito tributário atualizado no ativo, que deverá ser recuperado utilizando dos 
seguintes expedientes: pela compensação com tributos a recolher dentro do prazo prescricional de 
5 anos, e, se necessário, com recebimento de precatórios do Governo Federal. A Copel, protocolou 
pleito no qual requereu a utilização de R$ 702 milhões neste processo tarifário, parte do saldo de 
PIS/COFINS a recuperar junto a Secretaria da Receita Federal, resultando no impacto de -6,50%. 
 
83. 
Destaco, por oportuno, o impacto do reperfilamento dos custos de transmissão - 
RBSE - considerados nesse processo, no montante de R$ -228.623.563,39 com impacto de -2,12%. 
 
84. 
Por fim, cabe salientar a inclusão nos componentes financeiros de (i) reversão de 
créditos de rescisão contratual e migração de consumidores no montante de R$ - 48.158.257,20, 
com impacto de -0,45%; e (ii) alocação do saldo do bônus de Itaipu, nos termos do Decreto 
10.665/2021, de R$ -102.968.407,62, com impacto de -0,95%. Estas medidas fazem parte de um 
série de iniciativas da ANEEL que contribuíram para a mitigação dos impactos da pandemia nas 
tarifas de energia. 
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
85. 
A tabela abaixo apresenta a estimativa preliminar de valor mensal a ser repassado 
pela CCEE à distribuidora no período de competência de junho/2021 a maio/2022, até o 10º dia útil 
do mês subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores 
previstos e os realizados no período de junho/2020 a maio/2021. 
 
Tabela 20. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
2.985.440
        
26.411.940
          
29.397.380
          
Subsídio Geração Fonte Incentivada
49.644
             
2.522.261
            
2.571.905
             
Subsídio Distribuição
(145.264)
          
591.312
               
446.047
                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(89.843)
            
1.832.228
            
1.742.385
             
Subsídio Rural
(228.892)
          
12.423.861
          
12.194.969
          
Subsídio Irrigante/Aquicultor
71.520
             
1.237.132
            
1.308.652
             
Total
2.642.605
        
45.018.734
          
47.661.339
          
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
VI. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
86. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei 
no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de 
fevereiro de 1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 046/1999. 
 
VII. CONCLUSÃO 
 
87. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão no 049/1999, no que 
consta do Processo nº 48500.004621/2020 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-
se: 
 
a) pela aprovação do resultado da revisão tarifária periódica da COPEL-DIS, a vigorar 
a partir de 24 de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 9,89%, sendo de 9,57%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 10,04%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão; 
 
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso 
exclusivo; 
 
d) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE à COPEL-DIS, de modo a custear os descontos retirados da 
estrutura tarifária; 
 
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
f) pela fixação do componente T do Fator X de -0,94%; e 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004621/2020-18 
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 
2022, 2023, 2024 e 2025, conforme tabela abaixo: 
 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada
5,8447% 
5,8447% 
5,8447% 
5,8447% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
4,4680% 
4,4680% 
4,4680% 
4,4680% 
 
 
 
 
 
FERNANDO DA COSTA BACCIN 
Especialista em Regulação  
FRANCISCO MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
 
 
De acordo 
 
 
CLAÚDIO ELIAS CARVALHO 
Superintendente Adjunto de Gestão Tarifária 
 
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    2022  2023    2024      2025
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  5,8447%    5,8447%  5,8447%      5,8447%  
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  4,4680%    4,4680%  4,4680%      4,4680%  
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
ANEXO I 
METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de revisão tarifária das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão 
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) 
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à 
prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo desta Revisão Tarifária Periódica – RTP está 
descrita nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET10 , os quais têm caráter normativo e 
consolidam a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem 
ao fiel cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e 
na legislação setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao processo de RTP de concessionárias de 
distribuição com as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo
Tema
Versão
Vigência
Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
2.1 A
Procedimentos Gerais
2.0
18/03/2020
2.2 A
Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis
2.0
13/03/2018
2.3
Base de Remuneração Regulatória
2.0
23/11/2015
2.4
Custo de Capital
4.1
20/04/2020
2.5 A
Fator X
3.0
19/03/2020
2.6
Perdas de Energia
2.0
06/05/2015
2.7 A
Outras Receitas
2.2
 05/07/2018
2.8
Geração Própria de Energia
1.1
24/12/2014
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
3.2 A
Custos de Aquisição de Energia
1.1
25/01/2018
3.3 A
Custos de Transmissão
1.0
24/02/2017
3.4 A
Encargos Setoriais
1.0
24/02/2017
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição
4.1
Conceitos Gerais
1.0
28/03/2016
4.2 A
CVA
1.0
24/02/2017
4.3
Sobrecontratação de Energia
1.0
28/03/2016
4.4 A
Demais Componentes Financeiros
1.3
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 -
1.0
28/12/2018
5.5
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
1.1
31/05/2016
5.6
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE
1.1
23/10/2018
Módulo 6 – Demais Procedimentos
6.1
Limites de Repasses de Compras de Energia
1.0
28/03/2016
6.2
Itaipu
1.0
01/06/2017
 
10 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
2.1 A      Procedimentos Gerais      2.0      18/03/2020    
2.2 A      Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis      2.0      13/03/2018    
2.3      Base de Remuneração Regulatória      2.0      23/11/2015    
2.4      Custo de Capital      4.1      20/04/2020    
2.5 A      Fator X      3.0      19/03/2020    
2.6      Perdas de Energia      2.0      06/05/2015    
2.7 A      Outras Receitas      2.2      05/07/2018    
2.8      Geração Própria de Energia      1.1      24/12/2014    
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      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 -      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses de Compras de Energia      1.0      28/03/2016    
6.2      Itaipu      1.0      01/06/2017    
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004621/2020-18
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.004621/2020-18 
6.3
Encargos de conexão A1
1.0
18/04/2012
6.7
Centrais de Geração Angra 1 e 2
3.0
26/12/2018
6.8
Bandeiras Tarifárias
1.9
01/06/2020
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações
10.1
Revisões tarifárias de Distribuidoras e Permissionárias
1.2
15/07/2013
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a 
Receita Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 
12 (doze) meses imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
5. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração 
adequada dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição 
de energia elétrica. O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos 
relacionados às atividades de geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
6. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem 
alteradas as tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O 
resultado da razão entre essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em 
média.  
 
7. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte 
fórmula:  
 
ࡾࢀ= ቀ
 ܀܀
܀܄−૚ቁ× ૚૙૙          (1)  
 
onde: 
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); 
RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
8. 
A Receita Requerida é dividida em duas componentes: a primeira, denominada de 
Parcela A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos 
clientes, uso dos sistemas de transmissão, encargos setoriais e as receitas irrecuperáveis. Em geral, 
a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e em razão disso estes valores 
são repassados para os clientes da empresa.  
 
9. 
A segunda componente, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a 
prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição, 
que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, 
por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.   
 
10. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte 
forma:  
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6.3    Encargos de conexão A1  1.0  18/04/2012  
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações        
10.1    Revisões tarifárias de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  15/07/2013  
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
ࡾࡾ= ࢂࡼ࡭+ ࢂࡼ࡮     (2) 
 
             
 
 
onde: 
RR: Receita requerida; 
VPA: Valor da Parcela A; 
VPB: Valor da Parcela B; 
 
 
11. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita 
da concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos 
necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com 
gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
12. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa 
de retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No 
cálculo dos custos de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa 
a recomposição dos investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo 
da vida útil dos bens e direitos. 
 
13. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de 
forma a assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente 
para o pagamento do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o 
Lucro Líquido – CSLL. 
 
14. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a 
atualização dos valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da 
vigência das tarifas estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do 
utilizado como referência para o cálculo da revisão. 
 
15. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação 
dos mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão 
tarifária. Por fim, são descontadas as Outras Receitas e as receitas de Ultrapassagem de Demanda 
e Excedente Reativo, que são revertidas em parte para a modicidade tarifária. 
 
16. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao 
nível de preços.   
 
ࢂࡼ࡮= (࡯࡭ࡻࡹ+ ࡯࡭࡭) ∙(૚−ࡼ࢓− ࡹࡵࡽ) −ࡻࡾ−ࢁࡰ−ࡱࡾ          (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
ܲ௠: Fator de Ajuste de Mercado;  
ܯܫܳ: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
ܱܴ: Outras Receitas; 
ܷܦ: Receita obtida com Ultrapassagem de Demanda e 
ܧܴ: Receita obtida com Excedente Reativo 
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
17. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é composto 
pelos Custos Operacionais, definidos pela metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 2.2 A do 
PRORET.  
 
18. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes 
abaixo: 
 
࡯࡭࡭= ࡾ࡯+ ࡽࡾࡾ+ ࡯࡭ࡵࡹࡵ  
    (4) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
19. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
ࢂࡼ࡭= ࡯ࡱ+ ࡯ࢀ+ ࡱࡿ+ ࡾࡵ    
(5) 
 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição;  
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica; e 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
20. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é 
semelhante ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos 
componentes de Parcela A estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
III. PROCESSAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
A. Definição do Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para revisão tarifária corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de revisão. 
 
B. Cômputo da Receita Anual 
 
22. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
 
 
 
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Processo nº 48500.004621/2020-18 
C. Cômputo da Parcela A 
 
23. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; 
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição 
de energia elétrica e geração própria. 
 
24. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2, 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
1. Encargos Setoriais 
 
25. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
 
26. 
Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, 
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em 
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
i) o desenvolvimento energético dos Estados;  
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,  
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão 
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas 
das concessionárias de distribuição. 
 
27. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
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Pág 29 da Nota Técnica nº 135/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021. 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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i) quota anual de CDE Uso, homologada pela REH 2.814, de 01/12/2020. 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. 
 
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350, 
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e 
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo 
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento 
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e 
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da 
CDE Conta-Covid. 
 
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  
 
28. 
Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET. 
 
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.  
 
29. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na 
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do 
PRORET. 
 
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
 
30. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo 
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de 
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica 
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET. 
 
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER 
 
31. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, 
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços 
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente 
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e 
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência 
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estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN. 
 
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE) 
 
32. 
 Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias 
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita 
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de 
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da 
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos 
percentuais de P&D e PEE. 
 
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição 
 
33. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT 
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
34. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
a. Custo de Rede Básica  
 
35. 
Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, 
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à 
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de 
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da 
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos 
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão 
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao 
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam 
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de 
forma proporcional às suas quotas-partes. 
 
36. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes 
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST – Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, 
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto 
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que as tarifas são obtidas da resolução  homologatória que define as Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Transmissão para cada ciclo publicadas anualmente. 
 
37. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo são obtidos 
de resolução homologatória específica publicada anualmente, além de considerar as informações 
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
b. Custo de Conexão 
 
38. 
Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e 
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
39. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
40. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do 
artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução 
Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de 
uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação 
comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores 
finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de 
serviço, sem efeitos retroativos. 
 
41. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados 
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-
se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o 
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de 
aniversário da concessionária de distribuição. 
 
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional  
 
42. 
Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela 
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de 
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela 
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição 
 
43. 
Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras 
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 
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demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo 
de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em 
resolução da distribuidora acessada. 
 
3. Compra de Energia 
 
44. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
45. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação 
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
46. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho  
nº 4.225, de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela 
multiplicação da energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos 
de compra de energia vigentes na data da revisão. 
 
47. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados 
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por 
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as 
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme 
dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por 
agentes de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e contratos firmados entre 
concessionária com mercado inferior a 700 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
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metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras 
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto 
no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas 
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;  
 
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da 
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de 
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e 
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, 
de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
ix) Suprimento: 
refere-se 
à 
energia 
comercializada 
entre 
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária 
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é 
estabelecida pela ANEEL; 
 
x) Geração 
Distribuída: 
produção 
de 
energia 
elétrica 
proveniente 
de 
empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do 
comprador, exceto: hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, 
inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não 
existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo 
como combustível). 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
48. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas 
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não 
técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A 
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o 
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. 
 
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49. 
As perdas podem ser segmentadas entre perdas na Rede Básica, que são externas ao 
sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as perdas na 
distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. 
 
50. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto 
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os 
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
b. Perdas Técnicas 
 
51. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao 
processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária, 
são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de distribuição da 
concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, tipo 
de transformadores.  
 
52. 
As perdas técnicas são calculadas segregando as redes de distribuição em alta, média 
e baixa tensão, além das subestações, transformadores de distribuição, ramais de ligação e 
medidores. O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia 
empregada para o cálculo das perdas técnicas.  
 
c. Perdas Não-Técnicas 
 
53. 
As perdas não técnicas representam as perdas associadas à furtos de energia, erros 
de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição. Estas são obtidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas. 
 
54. 
O referencial regulatório para as perdas não técnicas é redefinido a cada revisão 
tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor 
de perdas não técnicas a cada reajuste tarifário subsequente, ou na forma de uma meta fixa, em 
que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de 
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo 
tarifário. 
 
55. 
O Submódulo 2.6 do PRORET detalha a metodologia empregada para o cálculo das 
perdas não técnicas. A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não 
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão 
com certo grau de semelhança. Essa comparação se dá, essencialmente, a partir da construção de 
um ranking de complexidade no combate às perdas não técnicas, que busca mensurar de forma 
objetiva o nível de dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as 
fraudes e os furtos de energia em sua área de concessão. 
 
56. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar quais distribuidoras que atuam 
em áreas mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não 
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técnicas, sejam referências de eficiência, e possam, portanto, ser utilizadas para se definir 
trajetórias de redução de perdas não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que, além da análise 
de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado 
da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não 
técnicas tiverem crescido.  
 
57. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, 
regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 
4 anos civis alcançada pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no 
Submódulo 2.6 do PRORET, se for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o 
desempenho de distribuidoras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do 
combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. Caso a concessionária em 
processo de revisão possua patamares reais de perdas não técnicas superiores aos considerados 
adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das empresas benchmarks passa a ser 
referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade potencial de redução. 
 
d. Valoração da Compra de Energia 
 
58. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
59. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 
10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
60. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits11 considerando o período de 
referência em questão.  
 
61. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos 
Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com 
Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
62. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
 
 
 
 
11 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, 
ambos relativos ao período de referência. 
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D. Cômputo da Parcela B 
 
1. Custos Operacionais 
 
63. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Submódulo 2.2 do 
PRORET, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente 
dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
64. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras 
levando-se em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é 
estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os 
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.   
 
65. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data 
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, 
perdas não técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
66. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com 
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos 
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, 
parte da diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada 
para fins de cálculo do Componente T do Fator X.   
 
67. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite 
superior do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator 
T são calculados de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo 
até alcançar o limite superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do 
intervalo, o valor de custos operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma 
criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, 
se os valores estiverem contidos no intervalo de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão 
corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a zero.  
 
68. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior 
é compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação 
anual de 5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
∆࡯ࡻ= ܕܑܖ( ቮඨ
࡯ࡻࢋࢌ
࡯ࡻ࡭࢚
ࡺ
−૚ቮ; ૞%) 
 
࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ
 
= ࡯ࡻ࡭࢚(૚± ∆࡯ࡻ)ࡺ 
 
(7) 
onde: 
∆ܥܱ: trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
5%: variação máxima admissível; 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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ܥܱ௠௘௧௔
 
: meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
69. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a 
aplicação da metodologia, conforme descrita nos passos anteriores, resultar em uma meta de custo 
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado 
em 50% com o consumidor.  
 
70. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a 
levar em consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ
ᇱ
= ૚, ૛∙ࡻ࢖ࢋ࢞࢓éࢊ࢏࢕+ ࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ
૛
 
(8) 
 
onde: 
ܥܱ௠௘௧௔
ʹ 
: meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
ܱ݌݁ݔ௠éௗ௜௢: média dos custos operacionais reais. 
 
2. Custo Anual dos Ativos (CAA) 
 
a. Base de Remuneração Regulatória (BRR) 
 
71. 
Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração 
Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória. 
 
72. 
A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes 
itens: 
  
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, 
conforme caso específico), considerando os seguintes grupos de contas de ativos: 
 
 
i) Terrenos – Distribuição, Geração;  
ii) Reservatórios, barragens e adutoras;  
iii) Edificações, obras civis e benfeitorias – Distribuição, Geração; e  
iv) Máquinas e equipamentos – Distribuição, Geração.  
 
II – Intangível, considerando a conta de Servidões;  
 
III – Almoxarifado de operação; e  
 
IV – Obrigações especiais. 
 
73. 
A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos 
seguintes grupos de contas do AIS e Intangível: 
 
I – Intangível – Software, Outros; 
II – Terrenos – Administração;  
III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;  
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;  
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V – Veículos; e 
VI – Móveis e utensílios. 
74. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço 
público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser 
observadas as seguintes diretrizes: 
 
i) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) 
deve ser “blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de 
avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e 
as respectivas atualizações; 
 
ii) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde 
que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão 
tarifária; 
 
iii) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da 
base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as 
datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
 
iv) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês 
anterior ao mês da atual revisão tarifária; 
 
v) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-
base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária. 
 
75. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia 
elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente 
utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de 
remuneração aqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 
 
76. 
Também é deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo 
devedor de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do 
laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados 
provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da 
empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
77. 
O saldo dos investimentos realizados, a partir de financiamento com recursos da RGR, 
é remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário 
contempla atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o 
ciclo tarifário são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração 
regulatória.  
 
78. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) são remunerados 
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não 
destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros 
disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais. 
 
 
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b. Remuneração do Capital (RC) 
 
79. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória 
e do custo de capital, conforme formulação a seguir: 
 
ࡾ࡯= (࡮ࡾࡾ࢒−ࡾࡳࡾ) ∙࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘é + ࡾࡳࡾ∙࢘࢘ࢍ࢘+ ࡾ࡯ࡻࡱ    
(9) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
ܴܥைா: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais. 
 
80. 
Para o cálculo da taxa de retorno, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado 
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a 
renda, sendo expresso pela seguinte fórmula: 
 
࢘ࢃ࡭࡯࡯= (ࡼࢂ
⁄ ) ∙࢘࢖+ (ࡰࢂ
⁄ ) ∙࢘ࢊ     
 
(10) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rp: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rd: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida;  
V: soma do capital próprio e de terceiros; 
 
81. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor 
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
82. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do 
levantamento de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, em um 
período de 4 anos consecutivos. 
 
83. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno 
CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de 
ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte 
equação: 
 
࢘ࡼ= ࢘ࡺࢀࡺି࢈+ ࢼ∙൫࢘࢓−࢘ࢌ൯+ ࢖࢘࡭      
 (11) 
 
onde:  
 
 
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rP: remuneração do capital próprio; 
rNTN-b: remuneração do título público brasileiro; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença de 
referência entre o rm (taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de 
retorno do ativo livre de risco estadunidense); e 
prA: prêmio de risco da atividade. 
 
84. 
Para o custo de capital de terceiros, adota-se uma abordagem similar à do capital 
próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos 
para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de 
terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 
 
࢘ࢀ= ࢘ࡰࢋ࢈+ ࢉࢋࡰࢋ࢈     
  (12) 
 
onde:  
rT: remuneração do capital de terceiros; 
rDeb: rentabilidade das debêntures; e 
ceDeb: custo de emissão das debêntures. 
 
85. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma 
concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e 
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela II.1. Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
Custo de Capital 
Proporção de Capital Próprio (P)
54,7341%
Proporção de Capital de Terceiros (D) 
45,2659% 
Remuneração do título público brasileiro (rNTN-b)
5,5636%
Beta médio alavancado ()
0,53508 
Prêmio de risco do mercado EUA (rm - rf) 
6,4999% 
Prêmio de risco da atividade (rA)
0,4423% 
Prêmio de risco do negócio e financeiro () 
3,9203% 
Custo de capital próprio
9,4838%
Debêntures (rDeb)
6,2090%
Custo de emissão (ceDeb) 
0,4079% 
Impostos
34,00% 
Custo de dívida real
4,3672%
Custo Médio Ponderado 
WACC real antes de impostos*
10,6354%
WACC real depois de impostos
7,0194%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
86. 
Para aplicação tarifária, considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos 
impostos do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às 
tarifas dos consumidores como se segue abaixo: 
 
 
࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘é =
(ࡼࢂ
⁄ )∙࢘࢖ା(ࡰࢂ
⁄ )∙࢘ࢊ
૚ିࢀ
      
 (13) 
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Custo de Capital  
Proporção de Capital Próprio (P)
Proporção de Capital de Terceiros (D)  54,7341%
45,2659%
Remuneração do título público brasileiro (r )
NTN-b
Beta médio alavancado ()
Prêmio de risco do mercado EUA (r - r)
m f
Prêmio de risco da atividade (r )
A
Prêmio de risco do negócio e financeiro ()  5,5636%
0,53508
6,4999%
0,4423%
3,9203%
Custo de capital próprio  9,4838%
Debêntures (r )
Deb
Custo de emissão (ce )
Deb
Impostos  6,2090%
0,4079%
34,00%
Custo de dívida real  4,3672%
Custo Médio Ponderado  
WACC real antes de impostos*  10,6354%
WACC real depois de impostos  7,0194%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%  
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87. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal 
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas 
finais inferiores ao valor de 34%, serão consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as 
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero); 
 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as 
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na 
área de concessão sujeita ao benefício fiscal; 
 
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as 
alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%; 
 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
88. 
Para aplicação tarifária, considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela II.2 – WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de
IRPJ e CSLL
Taxa
(rwacc-pré)
WACC real antes dos impostosa
Isento
8,1030%
WACC real antes dos impostosb
15,25%
8,9876%
WACC real antes dos impostosc
24%
9,7416%
WACC real antes dos impostosd
34%
10,6354%
 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
89. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais - RCOE – é calculado conforme equação abaixo. 
 
ࡾ࡯ࡻࡱ =
ࡼࡾࡹିࡼࡾࡼ
૚ି࢚
× ૙, ૞× ࡼ×
࡯࡭ࡻࡹ
࡯࡭ࡻࡹା࡯࡭࡭ିࡾ࡯ࡻࡱ× ࡻࡱࡿ࢈       (14) 
 
onde: 
ܴܥைா: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
PRM: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro; 
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+Br; 
ݐ: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
ܲ: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
ܥܣܱܯ: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
ܥܣܣ: Custo Anual dos Ativos; e 
ܱܧܵ௕: Obrigações Especiais Bruta. 
 
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WACC    Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
  WACC real antes dos impostosa  Isento  8,1030%  
  WACC real antes dos impostosb  15,25%  8,9876%  
  WACC real antes dos impostosc  24%  9,7416%  
  WACC real antes dos impostosd  34%  10,6354%  
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c. Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 
 
90. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
91. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de 
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a 
seguir: 
 
ࡽࡾࡾ= ࡮ࡾࡾ࢈∙ࢾ         
 
(15) 
 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
 
92. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as 
taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial 
do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de novembro 
de 2009. 
 
d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) 
 
93. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, 
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, 
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
94. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados 
no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são 
determinados como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
࡮࡭ࡾ= ૛, ૠ૚૞ૢ∙(࡭ࡵࡿ−ࡵ࡭)ି૙,૚૟ૠା૚∙(ࡵࡼ࡯࡭૚/ࡵࡼ࡯࡭૙)૙,૚૟ૠ     
 (16) 
 
onde: 
ܤܣܴ: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos 
não elétricos (instalações móveis e imóveis); 
ܣܫܵ: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
ܫܣ: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
ܫܲܥܣ1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
ܫܲܥܣ0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
95. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é 
necessário segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
 
 
 
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Tabela II.3 – Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos 
(% da BAR) 
Aluguéis (ܤܣܴ஺) 
45% 
Veículos (ܤܣܴ௏) 
12% 
Sistemas (BAR୍) 
43% 
 
96. 
Uma vez segregadas, as Anuidades são dadas por: 
 
࡯࡭ࡵࡹࡵ= ࡯࡭ࡸ+ ࡯࡭ࢂ+ ࡯࡭ࡵ      
  (17) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
97. 
As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com 
remuneração sobre 50% do investimento. 
 
࡯࡭(ࡸ/ࢂ/ࡵ) = ࡮࡭ࡾ࡭/ࢂ/ࡵ ∙൤
૚
ࢂࢁ࡭/ࢂ/ࡵ+
࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘é
૛
൨          (18) 
 
onde: 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos 
considerados para infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: 
Sistemas de informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de 
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade 
de Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: 
referente ao TUC “Veículos” / I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”. 
 
3. Receitas Irrecuperáveis 
 
98. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1 do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 
12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por 
classe de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da 
distribuidora, conforme fórmula abaixo: 
 
ࢂࡾࡵ=
ࡾࡾ ାࡲ࢏࢔ࢇ࢔ࢉࢋ࢏࢘࢕࢙ାࡾࢋࢉࢋ࢏࢚ࢇ ࢊࢋ ࡮ࢇ࢔ࢊࢋ࢏࢘ࢇ࢙
(૚ିࡵ࡯ࡹࡿିࡼࡵࡿି࡯ࡻࡲࡵࡺࡿ)
× {∑(࣋ࢉ× ࡾࡵࢉ)
࡯
}          (6) 
 
onde: 
ܸோூ: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
ܴܴ: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
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  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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ܨ݅݊ܽ݊ܿ݁݅ݎ݋ݏ: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no 
PRORET submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
ߩ௖: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
ܴܫ௖: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual 
pertence à empresa. 
 
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
99. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e ao Custo Anual dos 
Ativos – CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.  
 
a. Índice de Ajuste de Mercado (Pm) 
 
100. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, 
considera os ganhos potenciais de produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de 
referência), e o período em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze 
meses posteriores à revisão.  
 
101. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária 
periódica de cada concessionária, como ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da 
produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual e a revisão tarifária anterior. O 
cálculo do Pm utiliza a mesma fórmula do componente Pd do Fatox X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
b. Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade 
 
102. 
O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria 
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor 
da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade 
técnico e comercial da distribuidora. 
 
103. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma 
metodologia de cálculo do Componente Q do Fator X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
5.  Outras Receitas (OR) 
 
104. 
Conforme Submódulo 2.7 do PRORET, as outras receitas podem ser classificadas em 
duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de 
energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades acessórias”, 
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida 
por conta e risco das concessionárias. 
 
105. 
As atividades acessórias subdividem-se em 2 subgrupos:  
 
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i) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade 
regulada, prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: 
arrecadação de convênios ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de 
faturas de terceiros por meio de estrutura própria de arrecadação; veiculação de 
propaganda ou publicidade em fatura de energia elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou 
cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; compartilhamento de infraestrutura; serviços 
de avaliação técnica e de aferição de medidores em laboratório próprio; e operacionalização 
de serviço de créditos tributários. 
 
ii) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como 
atividade não regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de 
distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por 
terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da 
concorrência. São elas: elaboração de projeto, construção, expansão, operação, 
manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à 
regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de 
múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos 
sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) instalações elétricas 
internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de entrada de 
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia 
elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e 
(9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica 
e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa 
e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de 
comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades acessórias 
previstas. 
 
106. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será 
de 60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins 
de estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos 
consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica. 
 
107. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias 
complementares também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: 
a) (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de 
iluminação pública, b) eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração 
qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de 
Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de comunicação de dados, os quais o 
percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
E. FATOR X 
 
108. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e 
despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo 
tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é 
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corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste 
tarifário anual. 
 
109. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária 
periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível 
de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além 
de promover uma transição dos custos operacionais eficientes. 
 
110. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme 
a formulação a seguir:  
 
ࡲࢇ࢚࢕࢘ ࢄ= ࡼࢊ+ ࡽ+ ࢀ       
(19) 
 
onde: 
ܲ݀ = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
ܳ = Qualidade do serviço; e 
ܶ = Trajetória de custos operacionais. 
 
111. 
O componente T e Pd é definido “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária. 
O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual 
revisão tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
 
1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd 
 
112. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das 
distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da mediana 
da produtividade do segmento de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado de 
cada distribuidora em relação ao crescimento médio do mercado faturado de todas as 
distribuidoras, conforme equação a seguir: 
 
ࡼࢊ(࢏): = ࡼࢀࡲ+ ૙, ૜૚ૠ× ൫∆ࡹࢃࢎ(࢏)ࢀି૟;ࢀି૚−∆ࡹࢃࢎ
തതതതതതതതതത൯   
 (20) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição entre 2013 e 2018 , calculada por 
mediana das variações anuais, equivalente a 0,663% a.a; 
∆MWh(i)T-6;T-1: Variação de mercado, em MWh, da concessionária i, para os seis anos que 
antecedem a revisão tarifária em processamento;  
∆ܯܹℎ
തതതതതതതതത: Variação média de mercado, em MWh das distribuidoras, equivalente a 1,521% a.a.; 
e 
T: Ano da revisão tarifária em processamento. 
 
2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T 
 
113. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição 
dos custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como 
o cálculo do Componente T, é descrita na seção III.D.1 deste anexo.  
 
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3. Componente de Qualidade do Serviço – Q 
 
114. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade 
do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo 
com o comportamento de indicadores de qualidade. 
 
115. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, são considerados indicadores 
dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a 
variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 
 
116. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme 
equação abaixo: 
 
ۿ = ૙, ૠ૙. ۿ܂é܋ܖܑ܋ܗ+  ૙, ૜૙.ۿ۱ܗܕ܍ܚ܋ܑ܉ܔ  (21) 
 
117. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, 
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 
16 a seguir12:  
 
Tabela II.4. Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
 
 
 
12 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo 
sabendo-se que a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade. 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
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118. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para 
obtenção de cada parcela da qualidade. 
 
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico 
 
119. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica 
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigação legais e 
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET13. 
 
120. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste ou 
revisão tarifária anual são:  
 
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais 
 
121. 
Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima 
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais 
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e 
os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, atualizadas pela taxa SELIC. 
 
122. 
A metodologia de cálculo da Neutralidade dos Encargos Setoriais consta do 
Submódulo 4.4 do PRORET. 
 
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
 
123. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões 
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de 
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária 
anual são atualizados pela Selic14. 
 
 Em observância ao Submódulo 4.2 e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e 
na CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de 
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
 
 
13 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 
14 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, 
e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil 
anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa 
média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos 
públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros 
negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à 
data do reajuste. 
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 Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, 
foi utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao 
cálculo do saldo de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.  
 
 A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam 
salvos no citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar 
ou retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.  
 
124. 
Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n° 
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário 
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o 
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado 
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de 
juros SELIC verificada. 
 
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia 
 
125. 
O repasse da sobrecontratação de energia e da exposição ao mercado de curto prazo 
é realizado sob a forma de dois componentes financeiros composto pelas seguintes parcelas: (i) 
apuração do resultado financeiro, decorrente das compras e vendas no mercado de curto prazo, 
considerando a receita de bandeiras da parcela de exposição; e (ii) ajuste do resultado financeiro, 
descrito no item (i), observando os limites de repasse de sobrecontratação de energia e de 
exposição voluntária, após a finalização dos resultados no ano civil. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET15.  
 
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia 
 
126. 
Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou 
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da sobrecontratação de 
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das 
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
6. Demais Componentes Financeiros - DCF 
 
127. 
Serão considerados como Demais Componentes Financeiros (DCF) os seguintes itens: 
(i) Garantias financeiras de CCEARs; (ii) Penalidade por descumprimento da meta de 
Universalização; (iii) Compensação por violação de imites de continuidade; (iv) Neutralidade dos 
encargos setoriais; (v) Descasamento da TUSD Geração; (vi) Descasamento da TUSD Distribuição; 
(vii) Descasamento das tarifas de permissionárias; (viii) Recálculo de processo tarifário anterior; (ix) 
Suprimento fora da faixa de tolerância; e (x) Acordo Bilateral de CCEAR; e (xi) Previsão de Risco 
 
15 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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