40ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 26/10/2021 
VOTO 
PROCESSO: 48500.005041/2020-30. 
INTERESSADOS: Roraima Energia S.A. 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Roraima Energia S.A. – Roraima Energia, a vigorar 
a partir de 1º de novembro de 2021. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
 
A Roraima Energia S.A. é Concessionária1 do serviço público de distribuição de 
energia elétrica, sediada na cidade de Boa Vista/RR, e atende cerca de 188 mil Unidades 
Consumidoras (“UCs”), cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da 
ordem de R$ 575,6 milhões. 
2. 
A Revisão Tarifária Extraordinária (“RTE”) da Roraima Energia S.A. foi homologada 
pela Resolução Homologatória (“REH”) nº 2.794, de 26 de outubro de 2020, implicando efeito 
tarifário médio de -6,40%, com vigência a partir de 1º de novembro de 2020. 
3. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria da ANEEL aprovou a Resolução Normativa 
(“REN”) nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 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 (“MP”) nº 950, de 2020, entre outras providências. 
4. 
Em 17 de fevereiro de 2021, o Processo foi a mim distribuído. 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 004/2018-ANEEL.

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5. 
Em 18 de outubro de 2021, por meio do Memorando nº 302/2021-SFF/ANEEL, a 
SFF encaminhou a Nota Técnica nº 210/2021-SFF/ANEEL, contendo o resultado dos trabalhos de 
validação dos valores complementares à Base de Remuneração Regulatória (“BRR”), 
correspondente aos ativos de geração da concessionária, para fins de subsidiar o cálculo do  
Valor de Geração Própria (“VGP”) relativo à RTE de 2020 da Distribuidora. 
6. 
Em 20 de outubro de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da 
Roraima Energia S.A. as planilhas de cálculo, conforme dispõe a REN nº 652, de 2015. 
7. 
Em 21 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”), por 
intermédio da Nota Técnica nº 241/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário 
Anual (“RTA”) de 2021 da Concessionária. 
8. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa e advinda pela pandemia de Covid-19, com indicadores inflacionários 
atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas às 
condições desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de 
consumo, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as 
demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para 
mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a 
capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-
financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse 
processo tarifário e serão apresentados neste voto. 
9. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
10. 
Trata-se de análise do Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) de 2021 da Roraima 
Energia S.A., a vigorar a partir de 1º de novembro de 2021.

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11. 
Encaminho Decisão por homologar o índice de RTA das tarifas da Roraima Energia 
S.A., a vigorar a partir de 1º de novembro de 2021, que conduzirá ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores, se aprovado por essa Diretoria, de 1,25%, sendo de 1,70%, em média, para 
os consumidores conectados na Alta Tensão (“AT”) e de 1,14%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão (“BT”): 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
12. 
O efeito médio de 1,25% decorre, essencialmente: 
(i) 
do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o 
efeito médio em 11,20%; 
(ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, 
levando a uma redução de -10,01%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último 
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 0,06%, 
conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
1,70%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
1,14%
Efeito Médio AT+BT
1,25%
4,44%
0,69%
2,80%
0,00%
3,27%
-10,01%
0,06%
1,25%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 64,5% dos 
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,94% pontos 
percentuais na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacados, a seguir, os itens 
mais representativos. 
15. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 
4,44%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da Conta de Desenvolvimento Energético 
(“CDE”), será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 
10.350, de 2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das 
distribuidoras em 2020. 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo 
Atual
 (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
367.296.978
                      
412.972.471
         
12,4%
7,94%
64,5%
Encargos Setoriais
26.041.620
                        
51.623.208
           
98,2%
4,44%
8,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.022.259
                          
2.167.360
              
7,2%
0,03%
0,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
18.487.022
                        
19.985.613
           
8,1%
0,26%
3,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                                       
22.459.678
           
0,0%
3,90%
3,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                                       
1.649.022
              
0,0%
0,29%
0,3%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5.532.339
                          
5.361.535
              
-3,1%
-0,03%
0,8%
Custos de Transmissão
-
                                       
3.973.040
              
0,0%
0,69%
0,6%
Conexão
-
                                       
3.973.040
              
0,0%
0,69%
0,6%
Custos de Aquisição de Energia
338.303.696
                      
354.400.583
         
4,8%
2,80%
55,4%
Receitas Irrecuperáveis
2.951.662
                          
2.975.640
              
1%
0,00%
0,5%
PARCELA B
208.283.013
                      
227.081.273
         
9,0%
3,27%
35,5%
IRT
575.579.991
                      
640.053.744
         
11,2%
11,20%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(57.598.817)
          
-10,01%
CVA em processamento - Energia
(9.724.481)
            
-1,69%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.927.171
              
0,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(593.922)
                
-0,10%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(186.134)
                
-0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(678.212)
                
-0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.454.783)
            
-0,25%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
13.479
                   
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(1.652.195)
            
-0,29%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(1.565.982)
            
-0,27%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.725.101)
            
-0,99%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(41.393.925)
          
-7,19%
Reversão de créditos com mais de 60 meses e rescisão contratual (REN 414)
(124.770)
                
-0,02%
Pagto 3º Tranf. Eletronorte (DSP 3.687/2017)
1.584.127
              
0,28%
Neutralidade Parcela B - COVID
975.911,83
           
0,17%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,06%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
1,25%

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16. 
Esta componente tem a maior contribuição de aumento entre os encargos, sendo 
que os efeitos referentes à CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são, respectivamente, 
de 0,29% e 3,90%. Por sua vez, a CDE – USO impactou o reajuste em 0,26%. 
17. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 0,69%. 
Inicialmente prevista para 2015, a Interligação Manaus - Boa Vista, que visa a conexão da área 
de concessão da Roraima Energia S.A. ao Sistema Interligado Nacional (“SIN”), ainda não ocorreu. 
A ANEEL, por meio do Despacho nº 1.316, de 2021, definiu o encargo de uso das instalações de 
transmissão compartilhadas entre a Roraima Energia S.A. e a central geradora Jaguatirica II, além 
das demais centrais de geração que venham a acessar o mesmo ponto de conexão da subestação, 
até a interligação da SE Boa Vista 230 kV ao SIN. 
18. 
Já os Custos com Compra de Energia impactaram a revisão em 2,80%, resultado 
da variação do custo com geração própria de energia. Por se tratar de uma área de concessão 
integralmente contida no Sistema Isolado, o custo de energia relativo aos 12 (doze) meses 
subsequentes para a Roraima Energia S.A. é valorado pelo Custo Médio da Energia e Potência 
comercializados pelos agentes de distribuição no Ambiente de Contratação Regulada 
(“ACRmédio”), correspondendo ao valor de R$ 270,59/MWh, frente aos R$ 255,54/MWh 
homologado no processo anterior. 
19. 
No que se referem aos custos da Parcela B, estes representam 35,5% dos custos 
da Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,27% do total do 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
20. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre 
novembro de 2020 e outubro de 2021 do IPCA (de 9,91%), subtraída do Fator X (de -0,81%), o 
que totaliza 10,72%.

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21. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem2 e com tributos3), os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de 
energia elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de 
transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais: 
Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
2 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3 Na construção do Gráfico 3, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 15,6% para o ICMS e de 0,4% para o PIS/COFINS 
incidentes sobre a fatura (total de 16% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na 
legislação pertinente, o que representa a majoração de 19,1% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica 
sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de 
Distribuição
35,5%
Custo de 
Energia
55,4%
Custo de 
Transporte
0,6%
Encargos 
Setoriais
8,1% Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
Custo de       
Distribuição; 
29,8%
Custo de            
Energia; 
46,5%
Custo de     
Transmissão; 
0,5%
Encargos          
Setoriais; 
6,8%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,4%
ICMS; 
15,7%
PIS/COFINS; 
0,4%
Tributos; 
16,0%

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22. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período 
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -10,01% no atual reajuste da Roraima Energia S.A., 
conforme indicado na Tabela 3: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
23. 
O componente financeiro da CVA que mais impactou o processo, foi a CVA em 
processamento – Energia, com impacto no reajuste de -1,69%, decorrente da diferença entre os 
respectivos itens de custo incorridos pela concessionária e as coberturas concedidas no processo 
tarifário de 2020. 
24. 
Vale ressaltar o componente financeiro referente ao pagamento retroativo do  
3º Transformador implantado na SE Boa Vista pela Eletronorte, com efeito de 0,28 %5. 
 
 
 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a 
valores pagos pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os 
componentes financeiros considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
5 Componente financeiro autorizado pela Diretoria da Aneel para remunerar a Eletronorte pela instalação do 
mencionado transformador, conforme consta do Despacho nº 3.687, de 2017. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
(9.724.481)
          
-1,69%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.927.171
           
0,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(593.922)
             
-0,10%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(186.134)
             
-0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(678.212)
             
-0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.454.783)
          
-0,25%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
13.479
                 
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(1.652.195)
          
-0,29%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(1.565.982)
          
-0,27%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.725.101)
          
-0,99%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(41.393.925)
       
-7,19%
Reversão de créditos com mais de 60 meses e rescisão contratual (REN 414)
(124.770)
             
-0,02%
Pagto 3º Tranf. Eletronorte (DSP 3.687/2017)
1.584.127
           
0,28%
Neutralidade Parcela B - COVID
975.912
              
0,17%
Total
(57.598.817)
       
-10,01%

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Medidas de Mitigação do Efeito Tarifário 2021: 
25. 
Reitere-se que foram estudados e elaborados mecanismos para mitigar parte do 
aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de 
pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da 
cadeia que compõe o setor elétrico. 
26. 
Tais mecanismos foram incorporados neste processo tarifário e contribuíram 
substancialmente para a redução tarifária, juntamente com a reversão dos valores transferidos 
à Distribuidora no âmbito da Conta-Covid. 
a) 
Reversão dos Recursos da Conta-Covid: 
Trata-se da reversão dos valores transferidos para a Roraima Energia S.A. de 
recursos da Conta-Covid. Os montantes em questão equivalem à totalidade dos 
valores recebidos pela distribuidora na Conta- Covid, devidamente atualizados pela 
SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §§ 1º e 2º do artigo 5º da REN nº 
885, de 2020, totalizando a reversão de aproximadamente R$ 50,3 milhões, com 
um impacto de -8,75%. Vale ressaltar que na Revisão Tarifária Extraordinária de 
2020 foram revertidos R$ 11,88 milhões. 
b) 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (“REN nº 414, de 2010): 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem 
revertidos à modicidade tarifária, associados à REN nº 414, d 2010. Tratam-se de 
recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais 
antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no artigo 70-A,  
§ 3º, da REN nº 414, de 2010; e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da 
data do faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no 
artigo 88, § 7º, da REN nº 414, de 2010, cujo volume informado e contabilizado pela 
Distribuidora até dezembro/2020 representa, após correção monetária, cerca de 
R$ 124,8 mil, contribuindo para o efeito em -0,02%. 
27. 
Ressalte-se que os valores foram informados pela Concessionária em resposta ao

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Ofício nº 8/2021-SGT/ANEEL e passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação 
nos próximos processos tarifários. 
Apuração do Resultado da Comercialização no ACR: 
28. 
A SGT destacou ainda que, conforme Submódulo 5.1 do PRORET, até a interligação 
da distribuidora ao Sistema Interligado Nacional - SIN, o resultado da comercialização de energia 
no Ambiente de Comercialização Regulada - ACR é objeto de reembolso ou ressarcimento da 
CCC, não sendo reconhecido nos reajustes e revisões tarifárias. Sendo assim, foi estabelecido 
ainda que o resultado será homologado no âmbito do processo tarifário da distribuidora, e o 
reembolso ou ressarcimento efetuado nos dozes meses subsequentes ao processo.  
29. 
Desta forma, foram apurados os custos dos CCEAR, as receitas e despesas 
incorridas no Mercado de Curto Prazo - MCP, bem como os custos apurados pela CCEE por meio 
de Acrônimo e Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC. Além disso, foram consideradas as receitas 
nos MCSD EN em virtude da cessão de energia pela distribuidora.  
30. 
Em relação aos pagamentos de CCEARs, os valores considerados foram 
informados pela distribuidora por meio de banco corporativo da ANEEL e aprovados pela 
fiscalização, conforme Memorando nº 296/2021-SFF/ANEEL. Já os demais valores foram 
informados pela CCEE por serem liquidados de forma centralizada.  
31. 
A Tabela 4 apresenta o valor apurado para o período de janeiro de 2019 a junho 
de 2021. Veja-se:

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Tabela 4 – Apuração do resultado da comercialização no ACR de janeiro de 2019 a junho de 2021 
 
32. 
Desta forma, o repasse apurado foi de R$ 59.612.689,75 (a preços de novembro 
de 2021), o que significa que a receita auferida pela distribuidora no MCP foi inferior aos custos 
incorridos, devendo o valor ser ressarcido pela CCC à distribuidora.  
33. 
Destaca-se aqui que o resultado da comercialização de energia no ACR a partir de 
janeiro 2019 não foi apurado neste processo pois havia o entendimento de que o MCSD de 
Roraima, no qual a distribuidora cedeu a totalidade de seus contratos às demais distribuidoras, 
a deixaria indiferente.  
34. 
Porém foi constatado que a receita auferida por ela no MCSD EN de Roraima não 
é exatamente igual aos custos incorridos. Isto porque o preço da energia cedida calculada pela 
CCEE leva em conta o ICB das usinas térmicas, ao invés do CVU de despacho das usinas, além de 
não considerar o efeito disponibilidade dos CCEAR-D. 
35. 
Outro ponto é que a Roraima Energia participou do Mecanismo de Venda de 
Excedentes – MVE no ano de 2019, sendo que avaliação do resultado de tal negociação deve ser 
considerada na apuração do repasse da CCC. 
Descrição 
Valor (R$)
1 - Pagamentos Fiscalizados
265.618.517,21
   
CCEAR - D
82.697.528,05
     
CCEAR - Q
192.682.837,90
   
MVE
(9.761.848,74)
     
2 - Acrônimos Contabilização
29.457.850,78
     
Efeito Disponibilidade
24.287.942,38
     
Exposição entre Submercados
5.305.849,99
       
Encargos
(135.941,59)
        
3 - Acrônimos Recontabilização
(4.841.986,57)
     
Efeito Disponibilidade
(340,47)
               
Exposição entre Submercados
(4.841.646,10)
     
Encargos
-
                      
4 - MACS Contabilização
50.867.901,95
     
Energia
50.867.901,95
     
ESS
-
                      
5 - MACS Recontabilização
(46.822.193,74)
   
Energia
(46.822.194,59)
   
ESS
0,85
                     
6 - MCSD EN
  (233.273.955,99)
7 - Resultado MCP
      (1.393.443,88)
8 - Repasse CCC (1+2+3+4+5+6+7)
59.612.689,75

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36. 
Desta forma, o resultado da comercialização de energia no ACR a partir de janeiro 
2019 deverá ser apurado no próximo processo tarifário da distribuidora. 
37. 
Um outro ponto a destacar é a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos 
últimos 10 (dez) anos (90,82%) e as variações do IGP-M (130,40%) e do IPCA (77,40%) no mesmo período, 
conforme demonstrado no Gráfico 4: 
 
Gráfico 4 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Cálculo do valor de geração própria: 
38. 
Pela Nota Técnica nº 241/2021-SGT/ANEEL, a SGT informou que o Valor de 
Geração Própria (“VGP”) da Roraima Energia S.A., cujo cálculo deve ocorrer a cada revisão 
tarifária, conforme previsto no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Regulação Tarifária 
(“PRORET”), foi definido provisoriamente na RTE de 2020. 
39. 
A área técnica esclareceu ainda que não foi possível proceder ao cálculo do VGP 
em 2020, haja vista a ausência de ativos de geração correspondentes a 19 (dezenove) usinas 
próprias da distribuidora, para fins de validação da BRR, da qual o cálculo do VGP depende. 
40. 
A SFF encaminhou, nos termos do Memorando nº 302/2021-SFF/ANEEL, os 
valores complementares à BRR, associados aos ativos de geração da concessionária, para fins de 
subsidiar o cálculo do VGP relativo ao processo tarifário de 2020. 
304,05
317,72
260,09
247,58
289,78
406,64
337,29
456,77
634,62
617,77
574,69
580,18
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
RTE
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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41. 
Com isso, foi calculado pela SGT o valor de R$ 496,37/MWh, com vigência no 
período entre novembro de 2020 a outubro de 2021, consistente no valor regulatório para a 
cobertura dos custos dos ativos de geração própria da Concessionária. 
42. 
Por fim, foi registrado pela SGT que, todas as usinas próprias da distribuidora estão 
localizadas no sistema isolado. Assim, os custos operacionais são reembolsados à distribuidora 
diretamente pela Conta de Consumo de Combustíveis (“CCC”), observando as regras de apuração 
do custo total de geração dos sistemas isolados definido pela REN nº 801, de 2017. Desse modo, 
a fim de evitar o recebimento em duplicidade pela distribuidora, os respectivos custos de 
Operação e Manutenção (“O&M”) foram expurgados do cálculo do VGP. 
43. 
Desta feita, propõe-se adequação do Submódulo 2.8 do PRORET, para que o VGP 
associado aos ativos de geração incluídos na sistemática de reembolso da CCC, limite-se à parcela 
de remuneração e depreciação dos ativos próprios. 
44. 
Com efeito, considerando que a REN nº 801, de 2017, é específica e posterior à 
versão vigente do Submódulo 2.8 do PRORET, e sob uma perspectiva de conferir harmonia entre 
as normas, acato a sugestão da área técnica (“SGT”), no sentido de ajustar o texto do PRORET 
para adequar o cálculo do VGP, especificamente para as usinas localizadas no sistema isolado. 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários: 
45. 
A Tabela 5 apresenta o valor mensal a ser repassado pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) à distribuidora no período de competência de 
novembro/2021 a outubro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor contempla 
também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
novembro/2020 a outubro/2021. 
Tabela 5 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
5.259
                
85.631
             
90.890
             
Subsídio Rural
39.923
             
308.766
           
348.689
           
Total
45.182
             
394.397
           
439.579

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III. D I R E I T O 
46. 
Essa análise está fundamentada nos seguintes dispositivos: 
(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; 
(d) Decreto nº 7.246, de 2010; (e) Decreto nº 7.945, de 2013; e (f) Contrato de 
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 004/2018. 
IV. D I S P O S I T I V O 
47. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005041/2020-30, voto 
por EMITIR Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) das tarifas da 
Roraima Energia S.A., a vigorar a partir de 1º de novembro de 2021, que 
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,25%, 
sendo 1,70% para os consumidores em Alta Tensão (“AT”) e 1,14% para 
os consumidores em Baixa Tensão (“BT”), e demais encaminhamentos; 
(ii) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (“TUSD”) e as Tarifas 
de Energia Elétrica (“TE”) aplicáveis aos consumidores e usuários da 
Roraima Energia S.A.; 
(iii) HOMOLOGAR o valor de R$ 59.612.689,75 (quarenta e seis milhões, 
setecentos e quarenta mil, duzentos e quarenta e oito reais) referente à 
receita resultante da comercialização de energia no Ambiente de 
Contratação Regulada (“ACR”) no período de janeiro 2019 a junho de 
2021, a qual a Roraima Energia S.A. deverá ser ressarcida pela CCC, em 
duodécimos no período de janeiro a dezembro de 2022;

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(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético (“CDE”) a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica (“CCEE”) à Roraima Energia S.A., de modo a custear os 
descontos retirados da estrutura tarifária; 
(v) 
HOMOLOGAR o VGP da Roraima Energia S.A., com vigência no período 
entre novembro de 2020 e outubro de 2021, de R$ 496,37/MWh 
(quatrocentos e noventa e seis reais e trinta e sete centavos por 
megawatt-hora), relativo ao valor regulatório para a cobertura dos custos 
dos ativos de geração própria da Distribuidora. 
48. 
E voto, ainda, por: (ii) determinar a SGT que instrua no âmbito do Processo nº 
48500.002521/2018-24, que trata das adequações e consolidação dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET, os ajustes necessários no Submódulo 2.8 dos Proret, a fim de 
ajustar o cálculo do Valor de Geração Própria – VGP para as usinas localizadas no sistema isolado, 
nos termos da Resolução Normativa nº 801, de 2017. 
Brasília, 26 de outubro de 2021. 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor