‘ 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
 
Nota Técnica nº 295/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 10 de dezembro de 2021. 
 
 
 
 
Processo: 48500.005201/2021-21 
 
Assunto: Estabelecimento da Tarifa e da Receita de 
Venda da energia elétrica das centrais de geração 
Angra 1 e 2, a vigorar a partir de 1º de janeiro de 2022. 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar a proposta de reajuste da Receita de 
Venda da energia elétrica proveniente das centrais de geração Angra 1 e 2, pertencentes à Eletrobras 
Termonuclear S.A. – Eletronuclear e fixar tarifa a vigorarem a partir de 1º de janeiro de 2022. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
O Decreto nº 4.550, de 27 de dezembro de 2002, regulamentou a comercialização de 
energia da Eletronuclear. Resumidamente, a Eletronuclear venderia a totalidade de sua energia à Furnas 
Centrais Elétricas, sob condições contratuais aprovadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, 
e o preço seria o fixado no instrumento de delegação, que ainda deveria conter as regras de revisão e 
reajuste. Adicionalmente, caberia à ANEEL considerar no estabelecimento das tarifas de Furnas o custo 
da energia comprada da Eletronuclear. 
 
3. 
A Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, alterou a regulamentação referente  
à comercialização da energia proveniente da Eletronuclear, estabelecendo nova metodologia para cálculo 
da tarifa entre Furnas e Eletronuclear com vigência a partir de dezembro de 2009. Foi definido, ainda,  
que a energia seria comercializada por meio de quotas a partir de janeiro de 2013. 
 
4. 
Ainda, a Lei estabeleceu, em seu art. 11, que a partir de 1º de janeiro de 2013 o pagamento 
à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 seria rateado entre todas as 
concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado 
Nacional – SIN.  
 
 
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5. 
Por meio da Resolução Normativa ANEEL (REN) nº 529, de 21 de dezembro de 2012,  
foi aprovada a primeira versão do Submódulo 6.7 do Procedimento de Regulação Tarifária (PRORET) com 
a metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica proveniente das centrais geradoras  
Angra 1 e 2, a vigorar a partir do ano 2013. 
 
6. 
A REN nº 838, de 18 de dezembro de 2018, aprovou a atual versão do Submódulo 6.7  
do PRORET, o qual estabeleceu os procedimentos para cálculo da receita de venda da energia elétrica das 
Centrais de Geração Angra 1 e 2.  
 
7. 
A Resolução Homologatória ANEEL (REH) nº 2.821, de 15 de dezembro de 2020, 
estabeleceu a tarifa e a receita de venda das Centrais de Geração Angra 1 e 2 para o ano de 2021.  
 
8. 
Em 15 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº 231/2021-SGT/ANEEL1, a 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT solicitou informações à Eletronuclear para subsidiar o 
processo de reajuste da receita de venda de Angra 1 e 2.  
 
9. 
Apesar deste processo tarifário de 2021 tratar de um Reajuste Tarifário Anual, foi previsto 
no Submódulo 6.7 do PRORET que fossem reconhecidos os investimentos realizados pela Eletronuclear 
nas usinas de Angra 1 e 2 desde a última Revisão Tarifária em 2018 até o presente ano, como uma forma 
de equilibrar a transição entre a mudança do período de revisão de 3 anos para 5 anos. Sendo assim, por 
meio do Ofício nº 235/2021-SGT-SFF/ANEEL2, de 25 de outubro de 2021, foi encaminhado ofício 
complementar específico para solicitar as informações de investimentos a serem reconhecidos no 
processo tarifário realizado em 2021. 
 
10. 
A Eletronuclear encaminhou à ANEEL as cartas ACM.O-007/213, de 29 de outubro de 2021, 
ACM.O-008/214, de 12 de novembro de 2021, ACM.O-009/215, de 23 de novembro de 2021, ACM.O-
010/216, de 02 de dezembro de 2021, e ACM.O-011/217, de 03 de dezembro de 2021, contendo as 
informações solicitadas pela SGT e pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
 
 
 
 
 
1 SIC nº 48581.001618/2021-00. 
2 SIC nº 48581.001663/2021-00. 
3 SIC nº 48513.029739/2021-00. 
4 SIC nº 48513.031158/2021-00. 
5 SIC nº 48513.031943/2021-00. 
6 SIC nº 48513.032796/2021-00. 
7 SIC nº 48513.032928/2021-00. 
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11. 
Em 18 de outubro de 2021, por meio do Ofício nº 232/2021-SGT/ANEEL8, a SGT solicitou 
informação ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS acerca do valor da contribuição associativa 
paga ao ONS pelas centrais geradoras Angra 1 e 2. Essa informação foi recebida através da Carta CTA-ONS 
DTA/SA 2.619/20219, de 03 de dezembro de 2021. 
 
12. 
Por meio do Despacho nº 3.364, de 26 de outubro de 2021, foi dado provimento ao pedido 
de reconsideração interposto pela Eletronuclear em face da REH nº 2.821 de 2020, que aprovou a receita 
de Angra 1 e 2 para o ano de 2021. 
 
13. 
Por meio da Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL10, de 07 de dezembro de 2021,  
SFF encaminhou os valores validados de faturamento e pagamento realizados pela Eletronuclear quanto 
à aquisição de combustível nuclear no ano de 2021.  
 
14. 
Por meio do Memorando nº 382/2021-SFF/ANEEL11, de 07 de dezembro de 2021,  
a SFF encaminhou a avaliação da base incremental dos ativos imobilizados entre 1º de janeiro de 2018 a 
30 de junho de 2021 conforme previsto no Submódulo 6.7 do PRORET.  
 
15. 
Por meio da Nota Técnica nº 291/2021-SGT/ANEEL, 08 de dezembro de 2021, foi instruído 
o processo de alocação de energia de Angra 1 e 2 às distribuidoras cotistas no ano de 2022. 
 
 
III - DA ANÁLISE 
 
III.1 – Metodologia de reajuste da Receita Fixa de Venda das Centrais de Geração de Angra 1 e 2  
 
16. 
De acordo com o Submódulo 6.7 do PRORET, aprovado pela REN nº 838/2018,  
a Receita Fixa (RF) das Centrais de Geração Angra 1 e 2 é obtida conforme a expressão descrita a seguir.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 SIC nº 48581.001625/2021-00. 
9 SIC nº 48513.032903/2021-00. 
10 SIC nº 48536.004783/2021-00. 
11 SIC nº 48536.004784/2021-00. 
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onde:  
VPA: Valor da Parcela A, R$;  
VPB0: Valor da Parcela B no procedimento tarifário anterior, R$; e  
IA: relação obtida da divisão dos índices do IPCA, do IBGE, do segundo mês anterior à data do reajuste em 
processamento e o do segundo mês anterior à data do procedimento tarifário do ano anterior;  
PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público, 
PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins; e  
PAi: Parcela de ajuste relativo ao custo i associados a Angra 1 e 2, em R$, relativos aos 12 meses anteriores 
ao processo de reajuste. 
 
17. 
Conforme estabelecido no Submódulo 6.7 do PRORET, a Parcela A é composta pela soma 
dos componentes apresentados a seguir e seu valor é calculado observando as condições vigentes na data 
de processamento do reajuste da receita. 
 
 
 
onde:  
VPA: Valor da Parcela A associado a Angra 1 e 2, R$;  
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão associado a Angra 1 e 2, R$;  
CD: Custo com conexão e uso dos sistemas de distribuição associado a Angra 1 e 2, R$;  
CC: Custo de Combustível Nuclear associado a Angra 1 e 2, R$;  
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica associado a Angra 1 e 2, R$; e  
FD: Fundo de Descomissionamento associado a Angra 1 e 2, R$. 
 
18. 
O Fundo de Descomissionamento é a cobertura dada para a composição de fundo 
financeiro necessário para o desmantelamento das Centrais de Geração após o seu desligamento.  
A parcela de receita associada à composição do fundo de descomissionamento é dada pela expressão a 
seguir.  
 
 
onde:  
FD: Parcela de receita associada à composição do fundo de descomissionamento, R$;  
Laudo: Valor total estimado para o descomissionamento das usinas Angra 1 e 2, conforme laudo mais recente 
aprovado pela CNEN, R$;  
FDA: Somatório da cobertura tarifária concedida anteriormente para composição do fundo de 
descomissionamento atualizada pela taxa Selic para a data do processo de reajuste ou revisão da receita, R$;  
i: Estimativa de crescimento do custo de descomissionamento estimado em 2% a.a.;  
n: Vida útil remanescente média estimada das Centrais de Geração de Angra 1 e 2. 
 
 
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19. 
Quando houver diferença nos valores dos itens de custo da Parcela A, deverão ser 
consideradas Parcelas de Ajuste que serão calculadas conforme expressão a seguir. 
 
 
onde:  
PA_i: Parcela de ajuste relativo ao custo i associados à Angra 1 e 2, em R$, relativos aos 12 meses anteriores 
ao processo tarifário;  
CustoDevido_im: Custo do item i no mês m associado à Angra 1 e 2 homologado e fiscalizado pela ANEEL, R$;  
CustoConsiderado_im: Custo do item i no mês m, considerado na Receita de Venda, em R$;  
IPCAReajuste: Número índice do IPCA relativo ao mês anterior ao mês de vigência da Receita de Venda  
IPCAmês m: Número índice do IPCA relativo ao mês m;  
i: Uso e Conexão ao Sistema de Transmissão, Uso e Conexão ao Sistema de Distribuição, RGR e TFSEE. 
 
 
III.2 – Custos com conexão e uso do sistema de transmissão 
 
20. 
Os custos com o uso dos sistemas de transmissão referem-se aos valores pagos  
às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, 
para acesso à rede de transmissão do SIN. Para fins de cálculo desse custo associado a Angra 1 e 2, foram 
utilizadas as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST definidas na REH nº 2.958/2021, e os 
Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST vigentes no Termo Aditivo nº 07 ao CUST 
nº 089/2002. 
 
21. 
O custo de conexão ao sistema de transmissão refere-se ao uso exclusivo das Demais 
Instalações de Transmissão – DIT não integrantes da Rede Básica e pertencentes às transmissoras.  
Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e para o ciclo vigente foram homologados por meio da REH  
nº 2.959/2021. 
 
22. 
O custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão de Angra 1 e 2 para o ano de 2021 
foi calculado em R$ 149.299.466,55 conforme detalhamento apresentando na Tabela 1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela 1: Custos com conexão e uso do sistema de transmissão 
Central Geradora 
MUST (MW) 
(a) 
Tarifa (R$/kW) 
(b) 
EUST Anual (R$) 
(c)=(a)*(b) 
Angra 1 
                               625  
                             6,287  
 47.152.500,00  
Angra 2 
                             1.307  
                             6,287  
98.605.308,00  
Transmissora 
Encargo de conexão (R$) 
FURNAS 
3.541.638,55 
 
 
TOTAL (R$) 
 
149.299.466,55 
 
23. 
Nos custos com conexão e uso dos sistemas de transmissão da receita do ano de 2021 
foram considerados os valores publicados nas REH nº 2.725/2020 e nº 2.726/2020, porém a partir de julho 
de 2021 passou a vigorar os valores das REH nº 2.958/2021 e nº 2.959/2021. Dessa forma,  
foi calculado o valor de R$ 8.211.048,54, a preços de dezembro de 2021, referente à diferença entre o 
valor considerado na receita de venda de 2021 e o que deveria ter sido considerado. Esse valor comporá 
a Parcela de Ajuste para o ano de 2022. 
 
 
III.3 – Custos com conexão e uso do sistema de distribuição  
 
24. 
Os custos com o uso dos sistemas de distribuição referem-se aos valores pagos  
às distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD celebrado com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica.  
 
25. 
Para fins de cálculo desse custo associado a Angra 1 e 2, foram utilizadas as Tarifas de Uso 
do Sistema de Distribuição – TUSD definidas na REH nº 2.836/2021, os Montantes de Uso do Sistema de 
Distribuição – MUSD vigentes no CUSD assinado entre Eletronuclear e Enel Distribuição Rio e os dados  
de medição de energia elétrica encaminhados pela Eletronuclear. 
 
26. 
O custo total com uso dos sistemas de distribuição de Angra 1 e 2 para o ano de 2022 foi 
calculado em R$ 38.451.888,04, conforme apresentado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Custos com conexão e uso do sistema de distribuição 
Subgrupo 
Tarifário 
MUSD (kW) 
Tarifa 
(R$/kW) 
Energia Ponta 
(MWh) 
Tarifa Ponta 
(R$/MWh) 
Energia Fora 
Ponta (MWh) 
Tarifa Fora 
Ponta 
(R$/MWh) 
EUSD anual 
(R$) 
 
A4 (Verde) 
   
7.600,00  
   
29,38  
   
1.289,64  
   
1.717,51  
   
14.023,14  
   
47,08  
5.554.635,03  
Subgrupo 
Tarifário 
MUSD 
Ponta (kW) 
Tarifa Ponta 
(R$/kW) 
MUSD Fora 
Ponta (kW) 
Tarifa Fora 
Ponta (R$/kW) 
Energia 
(MWh) 
Tarifa 
(R$/MWh) 
EUSD anual 
(R$) 
 
A2 (Azul) 
   
54.000,00  
   
32,11  
   
55.500,00  
   
17,19  
   
31.707,02  
   
20,23  
32.897.253,01  
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Central Geradora      MUST (MW)      Tarifa (R$/kW)    EUST Anual (R$)  
      (a)      (b)    (c)=(a)*(b)  
Angra 1    625      6,287    47.152.500,00    
Angra 2    1.307      6,287    98.605.308,00    
  Transmissora              Encargo de conexão (R$)  
FURNAS              3.541.6 38,55    
              TOTAL (R$)    
              149.299.466,55    
Subgrupo
Tarifário      MUSD (kW)      Tarifa
(R$/kW)      Energia Ponta
(MWh)      Tarifa Ponta
(R$/MWh)      Energia Fora
Ponta (MWh)      Tarifa Fora    EUSD anual
(R$)    
                                    Ponta        
                                    (R$/MWh)        
                                        5.554.635,03    
  A4 (Verde)      7.600,00      29,38      1.289,64      1.717,51      14.023,14    47,08      5.554.635,03  
  Subgrupo      MUSD      Tarifa Ponta      MUSD Fora      Tarifa Fora      Energia    Tarifa      EUSD anual  
  Tarifário      Ponta (kW)      (R$/kW)      Ponta (kW)      Ponta (R$/kW)      (MWh)    (R$/MWh)      (R$)  
                                        32.897.253,01    
  A2 (Azul)      54.000,00      32,11      55.500,00      17,19      31.707,02    20,23        
Subgrupo
Tarifário
Tarifa
(R$/kW)
Energia Ponta
(MWh)
Tarifa Ponta
(R$/MWh)
Energia Fora
Ponta (MWh)
EUSD anual
(R$)
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27. 
Nos custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição da receita do ano de 2021 
foram considerados os valores publicados na REH nº 2.666/2020 da ENEL RJ, porém a partir de 
15/03/2021 passou a vigorar a REH nº 2.836/2021 com novos valores. Além disso, a Eletronuclear 
encaminhou os valores das medições de energia dos meses de dezembro de 2020 a novembro de 2021.  
 
28. 
Dessa forma, foi calculado o valor de R$ 6.681.494,97, a preços de dezembro de 2021, 
referente à diferença entre o valor considerado na receita de venda de 2021 e o que deveria ter sido 
considerado. Esse valor comporá a Parcela de Ajuste para o ano de 2022. 
 
III.4 – Custo de combustível nuclear 
 
29. 
O Submódulo 6.7 do PRORET estabelece que a Eletronuclear deve apresentar estimativa 
do custo de combustível nuclear, líquido de PIS/Cofins, para o ano do reajuste com base nos valores 
correspondentes aos eventos anuais programados contratualmente com a Indústrias Nucleares do Brasil 
– INB no cronograma das recargas de Angra 1 e Angra 2. Essa estimativa foi encaminhada por meio da 
carta ACM.O-007/21 e totaliza R$ 1.137.019.000,00. 
 
30. 
Conforme estabelecido no PRORET, foram calculados o custo de combustível efetivamente 
realizado e a cobertura dada no processo anterior referente ao ano de 2021, de acordo com valores 
validados pela SFF.   
 
31. 
Com base no Despacho nº 3.364, de 2021, também foi realizada a validação dos valores  
de novembro e dezembro de 2020 não considerados no processo anterior já que a Eletronuclear não 
dispunha da documentação probatória até o encerramento da instrução daquele processo, mas que  
serão considerados como Parcela de Ajuste neste processo em curso.  
 
32. 
A Eletronuclear apresentou também faturas referente aos pagamentos ainda a serem 
realizados em 2021. A SFF acatou essas faturas para o cálculo da cobertura tarifária, no entanto,  
sem validar os pagamentos já que esses ainda não foram efetuados. Dessa forma, foi considerado neste 
processo o valor informado pela SFF na Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL cuja comprovação de 
pagamento deverá ser realizada no processo subsequente com aplicação de ajustes que forem 
necessários.  
 
33. 
Por fim a SFF informou que a Eletronuclear apresentou valores previstos de pagamento 
referente à compra de combustível nuclear de R$ 181.550.649,39, mas que ainda falta comprovações de 
faturamento e respectivos comprovantes de pagamento. Sendo assim, esses valores não foram aceitos 
para o atual cálculo da cobertura tarifária e deverá ser observado no próximo processo tarifário, mediante 
a comprovação das faturas e respectivos comprovantes de pagamento.  
 
34. 
Esses valores são apresentados na Tabela 3. 
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Tabela 3: Situação dos pagamentos do combustível nuclear em 2021 
Combustível Nuclear 2021 
Valor Bruto (R$) 
Desconto (R$) 
Valor Líquido (R$) 
Pagamentos realizados 
718.869.411,31 
42.822.103,81 
676.047.307,50 
Faturas ainda não pagas 
283.847.241,54 
17.005.970,02 
266.841.271,52 
Previsão de pagamentos sem faturas 
181.550.649,39 
10.620.712,98 
170.929.936,41 
    Fonte: Nota Técnica nº 258/2021-SFF/ANEEL. 
 
35. 
Dessa forma, foram considerados na parcela de ajuste dos custos com combustível nuclear 
os pagamentos validados pela SFF em 2021, os pagamentos validados de novembro e dezembro de 2020 
e as faturas emitidas, mas ainda pendentes de pagamento, sendo que a validação desses deverá ocorrer 
no processo tarifário de 2022 de Angra 1 e 2.  
 
36. 
Assim, foi apurado a diferença entre a cobertura econômica do combustível nuclear, 
acrescido da respectiva cobertura de PIS/Cofins, concedida para o ano de 2021 e o valor integral das 
faturas apresentadas de forma que o ajuste da cobertura concedida e efetivamente paga da parcela do 
PIS/Cofins do combustível nuclear fosse compensada e não incidisse na base de cálculo do PIS/Cofins para 
2022.    
 
37. 
Esse ajuste totalizou um valor positivo de R$ 88.637.017,54, a preços de dezembro/2021, 
conforme demonstrado na Tabela 4, que deverá ser considerado na parcela de ajuste a ser compensada 
no presente processo tarifário. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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  Combustível Nuclear 2021      Valor Bruto (R$)      Desconto (R$)      Valor Líquido (R$)  
  Pagamentos realizados      718.869.411,31      42.822.103,81      676.047.307,50  
  Faturas ainda não pagas    283.847.241,54      17.005.970,02      266.841.271,52    
  Previsão de pagamentos sem faturas    181.550.649,39      10.620.712,98      170.929.936,41    
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Tabela 4: Ajuste no custo de combustível 2021 
Datas 
Pagamentos 
Pagamentos 
(R$) 
Cobertura (R$) 
Diferença (R$) 
Diferença 
Atualizada pela 
Selic (R$) 
27/11/2020 
28.779.513,76 
- 
28.779.513,76 
29.874.519,05 
28/12/2020 
114.399.010,37 
- 
114.399.010,37 
118.574.421,07 
29/01/2021 
71.123.628,55 
76.002.754,82 
-      4.879.126,27 -         5.048.528,00 
01/02/2021 
- 
76.002.754,82 
-    
76.002.754,82 
-       78.635.673,30 
29/03/2021 
167.843.612,45 
76.002.754,82 
91.840.857,63 
94.731.089,94 
20/04/2021 
23.110.994,05 
76.002.754,82 
-    
52.891.760,77 
-       54.471.399,34 
04/05/2021 
6.967.591,86 
76.002.754,82 
-    
69.035.162,96 
-       71.030.554,32 
01/06/2021 
- 
76.002.754,82 
-    
76.002.754,82 
-       77.994.554,01 
01/07/2021 
- 
76.002.754,82 
-    
76.002.754,82 
-       77.753.010,08 
31/08/2021 
130.061.196,38 
76.002.754,82 
54.058.441,56 
54.881.400,37 
27/09/2021 
70.825.575,03 
76.002.754,82 
-      5.177.179,79 -         5.236.584,78 
01/10/2021 
- 
76.002.754,82 
-    
76.002.754,82 
-       76.802.045,90 
29/11/2021 
105.758.288,86 
76.002.754,82 
29.755.534,04 
29.764.239,32 
01/12/2021 
283.847.241,54 
76.002.754,82 
207.844.486,72 
207.783.697,52 
TOTAL 
1.002.716.652,85 
912.033.057,85 
90.683.595,00 
88.637.017,54 
 
 
III.5 – Encargos setoriais 
 
38. 
Os encargos setoriais considerados no processo de reajuste tarifário de Angra 1 e 2 são:  
i) a Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE); ii) a Reserva Global de Reversão (RGR); e 
iii) a contribuição ao ONS, vigentes na data do reajuste. 
 
39. 
O valor da RGR consta em despacho emitido pela SFF, a Contribuição ao ONS é informada 
pelo ONS e a TFSEE é calculada no âmbito do próprio processo de reajuste e constitui na aplicação 
da alíquota regulatória de 0,4% sobre a Parcela B. O valor total desses encargos setoriais é de 
R$ 104.724.165,11, conforme Tabela 5. 
 
 
 
 
 
 
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Datas
Pagamentos      Pagamentos
(R$)      Cobertura (R$)      Diferença (R$)        Diferença  
                          Atualizada pela  
                          Selic (R$)  
27/11/2020      28.779.513,76      -      28.779.513,76      29.874.519,05    
28/12/2020      114.399.010,37      -      114.399.010,37      118.574.421,07    
29/01/2021      71.123.628,55      76.002.754,82      - 4.879.126,27      - 5.048.528,00    
01/02/2021      -      76.002.754,82      -
76.002.754,82      - 78.635.673,30    
29/03/2021      167.843.612,45      76.002.754,82      91.840.857,63      94.731.089,94    
20/04/2021      23.110.994,05      76.002.754,82      -
52.891.760,77      - 54.471.399,34    
04/05/2021      6.967.591,86      76.002.754,82      -
69.035.162,96      - 71.030.554,32    
01/06/2021      -      76.002.754,82      -
76.002.754,82      - 77.994.554,01    
01/07/2021      -      76.002.754,82      -
76.002.754,82      - 77.753.010,08    
31/08/2021      130.061.196,38      76.002.754,82      54.058.441,56      54.881.400,37    
27/09/2021      70.825.575,03      76.002.754,82      - 5.177.179,79      - 5.236.584,78    
01/10/2021      -      76.002.754,82      -
76.002.754,82      - 76.802.045,90    
29/11/2021      105.758.288,86      76.002.754,82      29.755.534,04      29.764.239,32    
01/12/2021      283.847.241,54      76.002.754,82      207.844.486,72      207.783.697,52    
  TOTAL      1.002.716.652,85      912.033.057,85      90.683.595,00      88.637.017,54  
Datas
Pagamentos
Pagamentos
(R$)
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Tabela 5: Encargos setoriais 
Encargo Setorial 
Valor (R$) 
Observação  
RGR 
95.192.011,77   Despacho nº 2.437, de 12 de agosto de 2021.  
TFSEE 
9.387.794,30   Calculado no âmbito do próprio Processo Tarifário. 
Contribuição NOS 
144.359,04   Carta ONS - CTA-ONS DTA/SA 2619, de 03 de dezembro de 2021 
TOTAL 
104.724.165,11 
 
 
40. 
A cobertura relativa às cotas de RGR para o ano de 2021 considerou os valores que 
constavam no Despacho nº 2.403, de 14 de agosto de 2020. Porém, devido a emissão do Despacho  
nº 2.437, de 12 de agosto de 2021, que alterou o valor dessas cotas, formou-se um financeiro negativo  
de R$ 4.788.426,34, a preços de dezembro de 2021, a ser considerado na Parcela de Ajuste a ser 
compensada no presente reajuste. 
 
III.6 – Fundo de Descomissionamento 
 
41. 
O Fundo de Descomissionamento é a cobertura dada para a composição de fundo 
financeiro necessário para o desmantelamento das Centrais de Geração Angra 1 e 2 após os seus 
respectivos desligamentos.  
 
42. 
Na carta ACM.O-007/21 a Eletronuclear informou que o novo Plano Preliminar de 
Descomissionamento (PPD) ACS.T.058.18 foi submetido à Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), 
com nova estimativa de custos, e apresentou a cópia do Ofício nº 436/2021/CGRC/DRS/CNEN em que o 
CNEN informa para a Eletronuclear: 
 
1. Encaminhamos os Pareceres Técnicos 17/2020 e 69/2021/SEASE que avaliam os Relatório de 
Auditoria do Fundo de Descomissionamento de 2019 e 2020, sendo que o PT 69 abre uma Exigência 
relacionada à necessidade de aumento de aporte de recursos, pois os mesmos são insuficientes para cobrir as 
atividades previstas no PPD, para a qual solicitamos prontas providências. 
 
2. Adicionalmente, encaminhamos o Parecer Técnico 04/2021/CGRC que avalia o Plano Preliminar 
de Descomissionamento (PPD). Destacamos que o PPD foi considerado satisfatório, no entanto, é aberta uma 
Exigência para que o mesmo seja transformado em um documento de caráter corporativo. (grifo nosso) 
 
 
43. 
Da documentação apresentada pela Eletronuclear, constata-se no PPD ACS.T.058.18 que 
os valores estimados, em dólares, para o descomissionamento de Angra 1 e Angra 2 implicam no aumento 
dos atuais US$ 1.309.504.820,00 para US$ 1.645.558.966,20. Esse custo é a referência para a definição da 
parcela anual do Fundo de Descomissionamento cuja metodologia de cálculo é definida no Submódulo 
6.7 do PRORET. Na Tabela 6 é apresentado o valor em dólar e em reais considerados no presente processo 
para cada central geradora. 
 
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Encargo Setorial      Valor (R$)      Observação
RGR      95.192.011,77      Despacho nº 2.437, de 12 de agosto de 2021.
TFSEE      9.387.794,30      Calculado no âmbito do próprio Processo Tarifário.
  Contribuição NOS    144.359,04      Carta ONS - CTA-ONS DTA/SA 2619, de 03 de dezembro de 2021
  TOTAL      104.724.165,11    
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Tabela 6: Estimativa de Recursos Necessários para o descomissionamento de Angra 1 e 2 
Usina  
 Recursos necessários para o descomissionamento  
 US$  
 R$  
Angra 1 
768.015.324,90 
 
3.690.326.961,00 
 
Angra 2 
877.543.641,30 
 
4.216.612.421,59 
TOTAL 
1.645.558.966,20 
                
7.906.939.382,59 
 
 
44. 
Considerando o PPD ACS.T.058.18, a cópia do ofício do CNEN e a previsão no Submódulo 
6.7 do PRORET de atualização destes custos diante de novas estimativas, a cobertura a ser concedida em 
2022 para composição do fundo de descomissionamento considerou: a nova estimativa de custos, em 
dólar, para o desmantelamento de Angra 1 e 2; o valor médio da taxa de câmbio12 de R$ 4,81; a vida útil 
remanescente estimada das usinas; o saldo da cobertura tarifária concedida anteriormente e o retorno 
de 2% a.a. até o prazo final estimado das usinas. Dessa forma, ao aplicar a metodologia estabelecida no 
Submódulo 6.7 do PRORET obteve-se uma parcela anual de R$ 373.151.190,56.  
 
III.7 – Parcela de Ajuste 
 
45. 
A Parcela de Ajuste – PA referente aos itens de custos da Parcela A prevista no Submódulo 
6.7 do PRORET, e que será compensada durante neste processo tarifário para o ano de 2022, é composta 
pelos ajustes apresentados nas seções III.2 a III.5 desta nota técnica.  
 
46. 
Na Tabela 6 é apresentada resumidamente a composição desta Parcela de Ajuste. 
 
Tabela 7: Parcela de Ajuste 
Componente 
Parcela de Ajuste (R$) 
Conexão e uso do sistema de transmissão 
8.211.048,54 
Conexão e uso do sistema de distribuição 
6.681.494,97 
Combustível nuclear 
88.637.017,54 
Encargos setoriais 
-4.788.426,34 
TOTAL 
98.741.134,71 
 
 
12 A média foi calculada com base no período de 2019 a 2021, conforme Submódulo 6.7 do PRORET. 
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Usina  Recursos necessários para o descomissionamento          
    US$      R$  
Angra 1  768.015.324,90          
          3.690.326.961,00  
            
Angra 2  877.543.641,30          
          4.216.612.421,59  
TOTAL  1.645.558.966,20          
          7.906.939.382,59  
            
Componente  Parcela de Ajuste (R$)
Conexão e uso do sistema de transmissão  8.211.048,54
Conexão e uso do sistema de distribuição  6.681.494,97
Combustível nuclear  88.637.017,54
Encargos setoriais  -4.788.426,34
TOTAL  98.741.134,71
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III.7 – Parcela B 
 
47. 
No processo de revisão tarifária da Eletronuclear, realizada em 2018, foi definido que as 
revisões passariam a ocorrer a cada 5 anos, sendo a próxima revisão em 2023. Com essa alteração de  
3 para 5 anos, foi definida uma excepcionalidade no processo de reajuste tarifário de 2021 para considerar 
a base incremental dos ativos imobilizados entre 1º de janeiro de 2018 a 30 de junho de 2021 conforme 
consta no Submódulo 6.7 do PRORET: 
 
26. Excepcionalmente para o processo de definição da Receita Fixa a vigorar a partir de 1º de janeiro 
de 2022, será realizada a reavaliação da base incremental dos ativos imobilizados entre 1º de janeiro 
de 2018 a 30 de junho de 2021, com consequente recálculo da Remuneração de Capital e da Quota 
de Reintegração Regulatória para vigorar para os anos de 2022 e 2023. 
 
48. 
Com base nas informações e dados prestados pela Eletronuclear, a SFF informou, por meio 
do Memorando nº 382/2021-SFF/ANEEL, os valores das adições e baixas contábeis, a taxa média de 
depreciação, o valor da depreciação dos investimentos decorrentes do período incremental e o saldo 
devedor decorrente de empréstimos e financiamentos da Reserva Global de Reversão base 2021.  
Com base nesses valores foram estimados a remuneração de capital e a quota de reintegração regulatória 
a vigorar em 2022 e 2023. 
 
49. 
O reconhecimento da Base de Remuneração Regulatória (BRR) neste processo tarifário é 
provisório de forma que as parcelas de remuneração de capital e quota de reintegração regulatória de 
2022 e 2023 sejam revistas no processo de revisão de 2023, quando a SFF poderá fazer a validação 
definitiva dos valores e os resultados submetidos à Consulta Pública. Dessa forma, se os valores 
provisórios praticados em 2022 e 2023 divergirem do resultado definitivo será aplicado um ajuste 
financeiro na receita de Angra 1 e 2 em 2024. 
 
50. 
Ressalta-se que o objetivo deste processo não é rever a parcela B, o que deve ocorrer no 
próximo processo de revisão em 2023, mas apenas reconhecer provisoriamente os investimentos 
realizados entre 2018 e 2021, objetivando uma transição entre os períodos de revisão, como já dito,  
de 3 para 5 anos, e previsto no Submódulo 6.7 do PRORET. Nesse contexto, foram mantidos os custos 
operacionais adotados no processo de revisão de 2018 para o ano de 2022, considerando apenas a 
correção monetária pelo IPCA, bem como o WACC e a taxa da RGR nas estimativas da remuneração do 
capital e da quota de reintegração regulatória calculadas nas tarifas para os anos de 2022 e 202313. 
 
 
 
 
 
13 Foi adotado no cálculo da remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória os parâmetros definidos na revisão 
de 2018 a serem revisitados em 2023. 
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51. 
Na Tabela 8 é apresentado os valores dos componentes da parcela B a vigorar na receita 
fixa anual em 2022. 
 
Tabela 8 – Parcela B 
Parcela B 
Valores (R$) 
Custos Operacionais 
1.101.847.242,57 
Remuneração de Capital 
663.145.261,03 
Quota de Reintegração Regulatória 
581.956.071,44 
TOTAL 
2.346.948.575,03 
 
III.8 – Resultado 
 
52. 
A receita fixa anual de venda de energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 para o 
ano de 2022, resultado deste processo de reajuste, será de R$ 4.672.326.695,19, o que representa uma 
variação de 36,44% em relação à receita vigente. A Tabela 9 apresenta o cálculo detalhado, bem como a 
comparação com o valor homologado para o ano anterior. 
 
Tabela 9: Resultado do reajuste da Receita Fixa de Angra 1 e 2 
Descrição  
 Receita Fixa 2021 
(R$)  
 Receita Fixa 2022 
(R$)  
Variação 
Contribuição no 
reajuste da receita 
(%) 
(%) 
1. PARCELA A 
1.291.866.399,98 
1.802.645.690,26 
39,54% 
14,92% 
TFSEE 
8.505.206,20 
9.387.794,30 
10,38% 
0,03% 
NOS 
258.992,52 
144.359,04 
-44,26% 
0,00% 
RGR 
104.429.966,78 
95.192.011,77 
-8,85% 
-0,27% 
Custo de Transporte 
164.220.896,72 
187.751.334,59 
14,33% 
0,69% 
Custo de Combustível 
827.670.000,00 
1.137.019.000,00 
37,38% 
9,03% 
Fundo de Descomissionamento 
186.781.337,77 
373.151.190,56 
99,78% 
5,44% 
2. PARCELA B 
2.126.301.549,94 
2.346.948.575,03 
10,38% 
6,44% 
Custos Operacionais 
994.999.240,14 
1.101.847.242,57 
10,74% 
3,12% 
Remuneração de Capital 
627.928.426,60 
663.145.261,03 
5,61% 
1,03% 
Quota de Reintegração Regulatória 
503.373.883,20 
581.956.071,44 
15,61% 
2,29% 
3. PARCELA A + PARCELA B 
3.418.167.949,92 
4.149.594.265,30 
21,40% 
21,36% 
4. PARCELA DE AJUSTE 
-    310.433.830,27  
98.741.134,71 
-131,81% 
11,95% 
Parcela de Ajuste - Transporte, RGR e TFSEE 
-        6.504.528,47  
10.104.117,17 
-255,34% 
0,48% 
Parcela de Ajuste - Combustível 
-    303.929.301,80  
88.637.017,54 
-129,16% 
11,46% 
5. PIS/COFINS 
316.766.287,68 
423.991.295,18 
33,85% 
3,13% 
6. RECEITA FIXA  
3.424.500.407,32 
4.672.326.695,19 
36,44% 
36,44% 
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Número: 48581.002011/2021-00
Parcela B    Valores (R$)
Custos Operacionais  1.101.847.242,57  
Remuneração de Capital  663.145.261,03  
Quota de Reintegração Regulatória  581.956.071,44  
TOTAL    2.346.948.575,03
Descrição      Receita Fixa 2021
(R$)      Receita Fixa 2022
(R$)      Variação      Contribuição no  
                (%)        reajuste da receita  
                        (%)  
1. PARCELA A      1.291.866.399,98      1.802.645.690,26    39,54%      14,92%    
  TFSEE      8.505.206,20    9.387.794,30      10,38%      0,03%  
  NOS      258.992,52    144.359,04      -44,26%      0,00%  
  RGR      104.429.966,78    95.192.011,77      -8,85%      -0,27%  
  Custo de Transporte      164.220.896,72    187.751.334,59      14,33%      0,69%  
  Custo de Combustível      827.670.000,00    1.137.019.000,00      37,38%      9,03%  
  Fundo de Descomissionamento      186.781.337,77    373.151.190,56      99,78%      5,44%  
  2. PARCELA B      2.126.301.549,94    2.346.948.575,03      10,38%      6,44%  
  Custos Operacionais      994.999.240,14    1.101.847.242,57      10,74%      3,12%  
  Remuneração de Capital      627.928.426,60    663.145.261,03      5,61%      1,03%  
  Quota de Reintegração Regulatória      503.373.883,20    581.956.071,44      15,61%      2,29%  
  3. PARCELA A + PARCELA B      3.418.167.949,92    4.149.594.265,30      21,40%      21,36%  
  4. PARCELA DE AJUSTE      - 310.433.830,27    98.741.134,71      -131,81%      11,95%  
  Parcela de Ajuste - Transporte, RGR e TFSEE      - 6.504.528,47    10.104.117,17      -255,34%      0,48%  
  Parcela de Ajuste - Combustível      - 303.929.301,80    88.637.017,54      -129,16%      11,46%  
  5. PIS/COFINS      316.766.287,68    423.991.295,18      33,85%      3,13%  
  6. RECEITA FIXA      3.424.500.407,32    4.672.326.695,19      36,44%      36,44%  
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Pág. 14 da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021. 
 
53. 
A Parcela A variou em 39,54% em relação a 2021 com participação de 14,92% no reajuste 
da receita de Angra 1 e 2 para 2022, cujo principal componente foi a variação do custo de combustível 
que contribuiu com um aumento de 9,03% na receita. A sua composição é apresentada na Figura 1.   
 
 
Figura 1: Composição da Parcela A 
 
54. 
A variação da Parcela B foi de 10,38% com participação de 6,44% no reajuste da receita de 
Angra 1 e 2 para de 2022, sendo que a variação dos custos operacionais é decorrente apenas da variação 
do IPCA, de 10,74%, em relação ao valor considerado na receita fixa do ano de 2021. Já a remuneração 
de capital e a quota de reintegração regulatória sofrem o impacto do reconhecimento provisório dos 
investimentos realizados entre 2018 e 2021. A sua composição para a receita fixa do ano de 2022 é 
apresentada na Figura 2.  
 
 
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Pág. 15 da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021. 
 
 
Figura 2: Composição da Parcela B 
 
55. 
A Parcela de Ajuste foi um fator importante no cálculo da receita fixa de 2022, com um 
impacto na receita de 11,95%. O principal impacto decorre da Parcela de Ajuste da cobertura  
do combustível concedida em 2021 que aumento a receita de 2022 em 11,46%.  
 
56. 
Observa-se que a parcela de ajuste do último processo tarifário foi o principal item que 
contribuiu para que receita fixa de 2021 tivesse redução de 8,10% naquela oportunidade.  
 
57. 
Na Figura 3 é apresentada a composição da receita de venda de Angra 1 e 2. 
 
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Pág. 16 da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021. 
 
 
Figura 3: Composição da receita de Angra 1 e 2 
 
58. 
A Nota Técnica nº 291/2021-SGT/ANEEL, de 08/12/2021, instruiu o processo que 
estabelece os montantes anuais de energia de Angra 1 e Angra 2 que deverão ser alocados às 
distribuidoras do SIN em 2022. Nessa Nota técnica é informado que foi considerado 468 MWméd para 
Angra 1 e 1.060 MWméd para Angra 2. 
 
59. 
Com base no montante em MW médio para 2022, obtido nessa Nota Técnica, foi calculado 
o montante de 13.381.943 MWh, já deduzidas as perdas e consumo interno, o que resulta numa tarifa de 
R$ 349,15/MWh. Isto representa um reajuste da tarifa de 39,86%14 e um impacto médio estimado nos 
processos tarifários das distribuidoras cotistas de Angra 1 e 2 de 0,75% para o ano de 2022. 
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
60. 
O art. 11 e o § 2º do art. 12 da Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, e a Resolução 
Normativa nº 838, de 18 de dezembro de 2018.   
 
 
 
 
 
14 A tarifa resulta da divisão da receita pelo montante de energia em MWh. Esse montante é definido no processo de alocação 
anual de energia de Angra 1 e 2 para as distribuidoras. A diferença do montante de energia definido para 2022 em relação ao 
valor de 2021 que justifica que o efeito tarifário para 2022 ser diferente da variação da receita. Em 2021 adotado para Angra 
1 e 2 o montante de 1.566 MWméd e para 2022 o montante de 1.528 MWméd. 
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Pág. 17 da Nota Técnica nº 295/2021 – SGT/ANEEL, de 10/12/2021. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
61. 
A Receita Fixa anual de venda de energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 para o 
ano de 2022 deve ser de R$ 4.672.326.695,19, o que resulta na tarifa de R$ 349,15/MWh. 
 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
62. 
Diante do exposto, recomenda-se a homologação da Receita Fixa anual de venda de 
energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 para o ano de 2022 no valor de R$ 4.672.326.695,19, 
o que resulta na tarifa de R$ 349,15/MWh. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
CRISTIANE BORDINI FRANCO 
Analista Administrativo 
(Assinado digitalmente) 
ANDRÉ LÚCIO NEVES 
Especialista em Regulação 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DENIS PEREZ JANNUZZI 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
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 DAVI ANTUNES LIMA, DENIS PEREZ JANNUZZI, ANDRE LUCIO NEVES
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