* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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               48581.001093/2021-00 
 
Nota Técnica n° 160/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 13 de julho de 2021. 
 
 
 
Processo nº: 48500.005036/2020-27 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à Hidropan Distribuição de Energia S.A. - 
HIDROPAN e demais providências pertinentes ao seu 
Reajuste Tarifário Anual de 2021. 
 
 
 
I -  DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Hidropan 
Distribuição de Energia S.A. - HIDROPAN, a vigorar a partir de 22 de julho de 2021, calculado em 
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na 
Cláusula Sexta do Contrato de Concessão de Distribuição 086/2000 e seus termos aditivos e de acordo 
com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual é 
sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
II -  DOS FATOS 
 
2. 
A HIDROPAN, sediada na cidade de Panambi/RS, atende aproximadamente 19,2 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual 
na ordem de R$ 50,9 milhões. 
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Fls. 2 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
   Fonte: SAMP – competência junho/2021. 
 
3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.729, de 21/07/2020, o reajuste tarifário 
Anual da HIDROPAN representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no RTA de 2019 de 
1,42%.  
 
4. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico 
para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
 
5. 
Em 14/09/2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de reajuste tarifário 
da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e à Superintendência 
de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
6. 
Em virtude da crise de saúde pública, a SGT não realizou reunião presencial com os 
representantes da HIDROPAN, de modo que os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do 
reajuste tarifário anual e demais interações foram realizadas mediante comunicação eletrônica. 
 
7. 
O Memorando nº 105/2021-SRM/ANEEL 3 , de 21/06/2021, informou os respectivos 
montantes e preços de repasse de contrato de compra e venda de energia que a concessionária possui 
com a sua supridora RGE. 
 
 
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
3 Documento SIC nº 48580.000467/2021-00. 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
17.452
3.253
32,8%
Industrial
146
4.874
49,1%
Comercial
1.286
761
7,7%
Rural
216
236
2,4%
Iluminação Pública
4
406
4,1%
Poder Público
151
152
1,5%
Serviço Público
24
243
2,4%
Demais classes
3
7
0,1%
Total 
19.282
9.932
100%
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
8. 
Em 24/06/2021, a SGT recebeu o Memorando nº 174/2021-SFF/ANEEL4, com os valores 
das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, além das 
informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras relativas 
à HIDROPAN.  
 
9. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, elevada desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis 
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela 
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as 
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste 
ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a 
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram 
avaliados nesse processo tarifário e são detalhados no tópico IV.6, referente a Componentes Financeiros 
e respectiva análise. 
 
10. 
Em 14 de junho de 2021, a HIDROPAN encaminhou mensagem5 , reiterando resposta ao 
Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL6, nas quais informa que acerca das receitas previstas no 
§3º do Art.70-A, no §7º do Art. 88 da REN 414/2010 e §2º do Art. 9º da REN 376/2019, não há valores a 
declarar. 
 
11. 
Em 06/07/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF 7 , a HIDROPAN encontra-se adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei 
n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
12. 
Em 13 de julho de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da HIDROPAN8 
as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.  
 
 
 
 
 
 
 
4 Documento SIC nº 48536.002237/2021-00. 
5 Documento SIC nº 48581.001094/2021-00. 
6 Documento SIC nº 48581.000779/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48581.001091/2021-00. 
8 Documento SIC nº 48581.001088/2021-00. 
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III -  DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
13. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da HIDROPAN conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 5,70%, sendo de 3,59%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 6,73%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 2: Efeito médio  
 
 
14. 
O efeito médio de 5,70% decorre:  
 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcelas A e B, calculados conforme estabelecido no 
contrato de concessão, para a formação da Receita Requerida;  
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que 
vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
15. 
Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
depende do grupo e modalidade tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos 
pelos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo 
variações.  
 
16. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 4,02%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 1,42%, conforme 
a Tabela 3 seguinte: 
 
 
 
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
3,59%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,73%
Efeito Médio AT+BT
5,70%
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Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
17. 
O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
37.222.278
           
39.274.182
           
5,51%
4,02%
73,05%
Encargos Setoriais
8.160.904
              
9.387.939
              
15,04%
2,41%
17,46%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
73.215
                   
76.304
                   
4,22%
0,01%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
6.704.797
              
6.363.628
              
-5,09%
-0,67%
11,84%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
803.085
                 
100,00%
1,58%
1,49%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
639.026
                 
100,00%
1,25%
1,19%
PROINFA
942.888
                 
1.049.870
              
11,35%
0,21%
1,95%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
440.004
                 
456.025
                 
3,64%
0,03%
0,85%
Custos de Transmissão
6.504.871
              
5.419.103
              
-16,69%
-2,13%
10,08%
Rede Básica
3.293.966
              
3.026.647
              
-8,12%
-0,52%
5,6%
Rede Básica Fronteira
2.858.870
              
2.215.376
              
-22,51%
-1,26%
4,1%
Conexão
352.036
                 
177.080
                 
-49,70%
-0,34%
0,3%
Custos de Aquisição de Energia
22.466.681
           
24.432.602
           
8,75%
3,86%
45,44%
Receitas Irrecuperáveis
89.821
                   
34.539
               
-61,55%
-0,11%
0,06%
PARCELA B
13.763.410
           
14.489.535
           
5,28%
1,42%
26,95%
IRT
50.985.689
           
53.763.717
           
5,45%
5,45%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(71.610)
                  
-0,14%
CVA em processamento - Energia
1.371.475
              
2,69%
CVA em processamento - Transporte
521.320
                 
1,02%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
314.795
                 
0,62%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(3.032)
                    
-0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(6.459)
                    
-0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(148.998)
                
-0,29%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(269.230)
                
-0,53%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(57.733)
                  
-0,11%
Ajuste Reversão Conta-Covid
(1.636.383)
            
-3,21%
Financeiro de recálculo de Receitas Irrecuperáveis (2018 - 2020)
(157.365)
                
-0,31%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,39%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,70%
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Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
18. 
Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 27,4% para o ICMS e 
3,8% para o PIS e COFINS (total de 31,2% por dentro), o que equivale a uma majoração de 45,3% por fora 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
19. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão da  HIDROPAN nos últimos dez anos, 65,57%, comparada com a variação do IGP-M 
(131,19%) e IPCA (74,08%) no mesmo período. 
Custo de 
Distribuição
27,0%
Custo de 
Energia
45,4%
Custo de 
Transporte
10,1%
Encargos 
Setoriais
17,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
Custo de       
Distribuição
18,5%
Custo de            
Energia
31,3%
Custo de     
Transmissão
6,9%
Encargos          
Setoriais
12,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
27,4%
PIS/COFINS 3,8%
Tributos 
31,2%
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Gráfico 3: Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)  
 
 
IV -  DA ANÁLISE 
 
IV.1. Metodologia Aplicada 
 
20. 
Conforme detalhado no Anexo I. 
 
 
IV.2. Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da HIDROPAN é de julho/2020 a 
junho/2021. 
 
 
IV.3. Receita Anual 
 
22. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 50.985.689, conforme demonstrado na Tabela a seguir. 
 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Tabela 4: Mercado no Período de Referência 
 
 
IV.4. PARCELA A 
 
IV.4.1. Encargos Setoriais 
 
23. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 5: Encargos Setoriais 
 
 
24. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 2,41%. Nesse ponto, 
destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de componente nova do Encargo CDE, 
aqui denominado CDE - Conta COVID, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme 
disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio 
do caixa das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta 
Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid alocada na TUSD são, respectivamente, de 1,25% e 
1,58%. 
 
IV.4.2. Transmissão 
 
25. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste 
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
78.803
                
43.724.831
          
A4   (2,3 kV a 25 kV)
21.101
                
10.385.165
          
BT  (menor que 2,3 kV)
57.702
                
33.339.666
          
Demais Livres
41.685
                
7.150.582
            
Geração
-
                      
110.275
                
Total
120.488
             
50.985.689
          
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
73.215
                  
76.304
                  
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
6.704.797
            
7.805.739
            
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
PROINFA
942.888
                
1.049.870
            
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
440.004
                
456.025
                
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
8.160.904
            
9.387.939
            
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 7 8.803 43.724.831
A4 (2,3 kV a 25 kV) 2 1.101 10.385.165
BT (menor que 2,3 kV) 5 7.702 33.339.666
Demais Livres 4 1.685 7.150.582
Geração - 1 10.275
Total 120.488 50.985.689
Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 73.215 76.304 Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 6.704.797 7.805.739 REH 2.864/2021 e DSP 939/2021
PROINFA 9 42.888 1.049.870 ReH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 4 40.004 4 56.025 Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários 8.160.904 9.387.939
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Fls. 9 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
 
26. 
Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de -16,69% correspondem a um efeito 
médio de -2,13%. 
 
 
IV.4.3. Compra de Energia 
 
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
27. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário  
da HIDROPAN. 
 
Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
 
28. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da HIDROPAN para 
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o 
mercado de venda da concessionária. 
 
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Rede Básica
3.293.966
            
3.026.647
          
Rede Básica Fronteira
2.858.870
            
2.215.376
          
Conexão
352.036
                
177.080
             
Total dos Custos de Transporte
6.504.871
            
5.419.103
          
Perdas
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
6,58%
REH 2.398/2018
Técnica (s/ merc. injetado)
8,77%
REH 2.398/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,51%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
18.908.382
SAMP
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Fls. 10 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Tabela 8: Energia Requerida (MWh) – DRP 
 
 
IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia 
 
Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
Bilaterais 
Montante e preço 
Memorando nº 105/2021-SRM/ANEEL 
 
29. 
A Tabela a seguir demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os 
seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
30. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a HIDROPAN, em função do 
Mercado de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$24.432.601,57 e levaram a uma variação no 
efeito médio de 3,86%, com efeito sobretudo a  contrato bilateral, 3,80%. 
 
31. 
A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra 
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
78.803
                  
78.803
                  
Fornecimento
78.803
                  
78.803
                  
Consumidores Livres
41.685
                  
41.685
                  
Perdas Totais
5.415
                    
5.415
                    
Perdas na Distribuição
5.415
                    
5.415
                    
Perda Não Técnica
349
                        
349
                        
Perda Técnica
5.066
                    
5.066
                    
Energia Requerida
84.217
                  
84.217
                  
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilaterais
82.231
                           
82.231
                           
297,12
           
24.432.602
         
RGE
82.231
                           
82.231
                           
297,12
           
24.432.602
         
Energia Base
1.986
                              
1.986
                              
-
                  
-
                        
PROINFA
1.986
                              
1.986
                              
-
                  
-
                        
Total
84.217
                           
84.217
                           
290,11
           
24.432.602
         
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Número: 48581.001093/2021-00
Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)
Mercado Total 7 8.803 7 8.803
Fornecimento 78.803 78.803
Consumidores Livres 41.685 41.685
Perdas Totais 5 .415 5 .415
Perdas na Distribuição 5.415 5.415
Perda Não Técnica 3 49 3 49
Perda Técnica 5.066 5.066
Energia Requerida 8 4.217 8 4.217
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  Bilaterais      Montante e preço      Memorando nº 105/2021-SRM/ANEEL  
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
Bilaterais 82.231 82.231 2 97,12 24.432.602  
RGE 82.231 82.231 297,12 24.432.602  
Energia Base 1 .986 1 .986 - -  
PROINFA 1 .986 1 .986 - -  
Total 84.217 84.217 2 90,11 24.432.602  
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Fls. 11 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
                                        Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia 
 
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis 
 
32. 
Para a HIDROPAN, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por 
classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Bilateral
85.583
                 
82.231
                 
-3,9%
273,60
                
297,12
                
8,6%
Proinfa
2.094
                   
1.986
                   
-5,1%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(3.459)
                  
-
                        
-100,0%
274,28
                
297,12
                
8,3%
TOTAL
84.217
                 
84.217
                 
0,0%
266,77
                
290,11
                
8,8%
3,86%
3,80%
0,06%
Total
 Bilateral
 Proinfa
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Número: 48581.001093/2021-00
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  
Bilateral
Proinfa  8 5.583 82.231 -3,9%
2 .094 1.986 -5,1%  2 73,60 2 97,12 8,6%
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  (3.459) - -100,0%  2 74,28 2 97,12 8,3%  
TOTAL  8 4.217 8 4.217 0,0%  2 66,77 2 90,11 8,8%  
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Fls. 12 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
 
33. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da HIDROPAN é de 
R$34.539, contribuindo para o efeito médio de -0,005% no atual reajuste. 
 
IV.5. PARCELA B 
 
34. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros 
associados: 
 
Tabela 13: Cálculo da Parcela B 
 
 
35. 
A atualização da Parcela B representou 1,42% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IPCA, de 8,35% no período de referência, descontada do Fator X, 2,69%, além do 
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
23.210.680
                    
0,08%
27.975
    
Industrial
14.359.102
                    
0,00%
225
          
Comercial
7.293.692
                      
0,05%
5.937
      
Rural
1.837.856
                      
0,01%
403
          
Iluminação Pública
1.602.534
                      
0,00%
-
           
Poder Público
982.484
                         
0,00%
-
           
Serviço Público
1.530.113
                      
0,00%
-
           
Demais
169.228
                         
0,00%
-
           
TOTAL 
50.985.689
                    
-
                              
34.539
    
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
13.763.410
        
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,05166
             
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
14.474.372
    
SGT/ANEEL
(4) IPCA
8,35%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
2,69%
(5.1) Componente Pd do Fator X
0,70%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
2,03%
REH 2.268/2017
(5.3) Componente Q do Fator X
-0,04%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
802.940
         
(6.1) Outras Receitas (OR)
618.841
             
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
88.376
                
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
95.723
                
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
14.489.535
        
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DESCRIÇÃO - Tipo RECEITA (R$) Percentual RI Reais RI  
Residencial 2 3.210.680 0,08% 27.975
Industrial 1 4.359.102 0,00% 2 25
Comercial 7.293.692 0,05% 5.937
Rural 1.837.856 0,01% 4 03
Iluminação Pública 1.602.534 0,00% -
Poder Público 982.484 0,00% -
Serviço Público 1.530.113 0,00% -
Demais 169.228 0,00% -  
TOTAL 5 0.985.689  - 34.539
Descrição Valores Referência  
(1) Parcela B Ano Anterior 1 3.763.410 TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB 1,05166 SGT/ANEEL  
(3) Parcela B econômica = (1)*(2) 14.474.372 SGT/ANEEL  
  Indicador econômico oficial
(5) Fator X 2,69%  
(5.1) Componente Pd do Fator X 0,70% Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X 2,03% REH 2.268/2017
(5.3) Componente Q do Fator X -0,04% PRORET 2.5 A  
(6) UDEROR 802.940  
(6.1) Outras Receitas (OR) 618.841 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 8 8.376 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 9 5.723 Valores fiscalizados - SFF  
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 1 4.489.535  
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Fls. 13 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de 
Demanda (UD). 
 
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
36. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
 
Tabela 14: Componentes Financeiros 
 
 
37. 
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -0,14% no atual reajuste da HIDROPAN. Destaca-se, 
com valores positivos, a CVA Energia em processamento com efeito de 2,69%, em decorrência da diferença 
entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente 
incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA. 
 
38. 
Cabe reportar o componente financeiro de recálculo de receitas irrecuperáveis, referente 
aos reajustes tarifários de 2018 a 2020, devido à realização de ajustes nos correspondentes percentuais, 
de acordo com o Submódulo 2.2A do Proret, com impacto de -0,31% no RTA. 
 
 
Reversão dos valores da Conta COVID 
 
39. 
Merecem destaque ainda os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores 
transferidos para a HIDROPAN de recursos da Conta COVID. Os montantes em questão equivalem a 
totalidade dos valores recebidos pela HIDROPAN da Conta COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e 
correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de 
-3,21% neste reajuste tarifário.  
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
1.371.475
           
2,69%
CVA em processamento - Transporte
521.320
              
1,02%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
314.795
              
0,62%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(3.032)
                  
-0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(6.459)
                  
-0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(148.998)
             
-0,29%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(269.230)
             
-0,53%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(57.733)
               
-0,11%
Ajuste Reversão Conta-Covid
(1.636.383)
          
-3,21%
Financeiro de recálculo de Receitas Irrecuperáveis (2018 - 2020)
(157.365)
             
-0,31%
Total
(71.610)
               
-0,14%
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Número: 48581.001093/2021-00
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 1.371.475 2,69%
CVA em processamento - Transporte 521.320 1,02%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 314.795 0,62%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 3.032) -0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia ( 6.459) -0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte (148.998) -0,29%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (269.230) -0,53%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável (57.733) -0,11%
Ajuste Reversão Conta-Covid ( 1.636.383) -3,21%
Financeiro de recálculo de Receitas Irrecuperáveis (2018 - 2020) (157.365) -0,31%  
Total ( 71.610) -0,14%  
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Fls. 14 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Outros mecanismos de mitigação do efeito tarifário 
40. 
Além da Conta COVID, muitos esforços têm sido realizados nos processos tarifários, de 
acordo com as especificidades de cada distribuidora, para implementação de mecanismos a fim de 
minimizar os impactos aos consumidores, conforme a seguir comentado. 
 
Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
 
41. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre 
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública 
nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais, autoriza o uso antecipado 
à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado 
à respectiva ação judicial.  
 
42. 
No atual RTA de 2021 da Hidropan não foram usados tais valores. 
 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e 376/2009)   
 
43. 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à 
modicidade tarifária, associados RENs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela 
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus 
consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser 
devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN nº 414/2010; e 
(iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do 
Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 376/2009. 
 
44. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício nº 08/2021-
SGT/SRD/SFF/ANEEL, a concessionária informou que não volume contabilizado até dezembro/2020.  
 
45. 
Cumpre ressaltar que as informações da concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, 
cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.  
 
 
Diferimento de Itaipu (Decreto nº 10.665/2021):   
 
46. 
Em 31 de março de 2021, foi publicado o Decreto Federal nº 10.665, de 31/03/2021, que 
possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à 
Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de 
Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários 
realizados e projetados para o período do diferimento. 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
47. 
Por intermédio da Carta CTA-DFFO – 0889/20219, a Eletrobrás informou que, de acordo 
com o Fluxo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, o resultado 
da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, após a inadimplência, é de R$ 978.000.890,10. 
 
48. 
Adicionalmente, por e-mail10, o Ministério de Minas e Energia informou a ANEEL sobre 
excedentes financeiros da ordem de USD 100,0 milhões (previstos para os próximos 8 meses) que 
poderiam ser disponibilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras, nos termos do Decreto 
nº 10.665, de 31 de março de 2021. 
 
49. 
Ressalta-se que a SGT está instruindo o processo nº 48500.001671/2021-16, por meio do 
qual detalhará o cálculo e os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de 
Itaipu para a modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à 
Eletrobrás. 
 
50. 
Essa alocação de repasse não se aplica à HIDROPAN. 
 
Bandeiras tarifárias 
 
51. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras podem contribuir para que 
não haja aumento adicional no momento do reajuste tarifário das distribuidoras. 
 
52. 
A Hidropan não teve receita de bandeiras tarifárias alocada esse período de referência do RTA 
de 2021. 
 
 
 
V -  SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
53. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de julho/2021 a junho/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 
julho/2020 a junho/2021. 
 
 
 
9 Documento Sic nº 48513.009692/2021-00 
10 Documento Sic. nº 48581.000686/2021-00 
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Número: 48581.001093/2021-00

Fls. 16 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
VI -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
54. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta dos Contratos de Concessão nº 086/2000. 
 
VII -  DA CONCLUSÃO 
 
55. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 086/2000, no que consta 
do Processo nº 48500.005036/2020-27 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da HIDROPAN, correspondendo a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 5,70% sendo de 3,59% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 6,73% em média para aqueles 
conectados em Baixa Tensão (BT); 
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da HIDROPAN; 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária. 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
63.000
             
120.780
           
183.780
           
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(3)
                      
4.743
                
4.740
                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(818)
                  
8.201
                
7.383
                
Subsídio Rural
(167)
                  
13.147
             
12.980
             
Subsídio Irrigante/Aquicultor
656
                   
3.361
                
4.017
                
Total
62.668
             
150.232
           
212.900
           
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Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 63.000 120.780 183.780
Subsídio Geração Fonte Incentivada (3) 4 .743 4 .740
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 818) 8 .201 7 .383
Subsídio Rural ( 167) 13.147 12.980
Subsídio Irrigante/Aquicultor 656 3 .361 4 .017  
Total 62.668 150.232 212.900  
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
VIII -  DA RECOMENDAÇÃO 
 
56. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
RICARDO MARTINS 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
FABIANO COSTA CAMILO 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
 
 
 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
 
 
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte. 
 
 
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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 48500.005036/2020-27 
Equipe 
Atividade 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador - Processos Tarifários 
Leonardo de Araújo Silva 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Ricardo Martins  
Técnico Responsável 
Cecília Magalhães Francisco 
 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Diego Luis Brancher 
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária 
Geovane Anselmo Silveira Caputo 
Aline Oliveira Moura 
Suporte – Sistemas 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização -  
Fabiano Costa Camilo 
CVA 
Leonardo de Paiva Rodrigues 
Encargos de Transmissão 
Wendell Cassemiro da Silva 
 
 
 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
 
 
 
 
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Número: 48581.001093/2021-00
Equipe  Atividade
Francisco de Mattos Faé  Coordenador - Processos Tarifários
Leonardo de Araújo Silva
Ricardo Martins
Cecília Magalhães Francisco  Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável
Robson Kuhn Yatsu
Diego Luis Brancher
Geovane Anselmo Silveira Caputo  Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Aline Oliveira Moura  Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes
Fabiano Costa Camilo  Coordenador – Encargos e Comercialização -
CVA
Leonardo de Paiva Rodrigues
Wendell Cassemiro da Silva  Encargos de Transmissão
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante 
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016 
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 11, os quais têm caráter normativo e consolidam a 
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação 
setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as 
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
 
 
11 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.001093/2021-00
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
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Fls. 20 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e 
Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme 
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração 
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o 
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de 
Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: 
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de 
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital 
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica. 
 
8. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada 
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: 
 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
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5.6    Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE  1.1  23/10/2018  
  Módulo 6 – Demais Procedimentos        
6.1    Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia  1.0  28/03/2016  
6.2    Itaipu  1.0  01/06/2017  
6.3    Encargos de conexão A1  1.0  18/04/2012  
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e        
  Obrigações        
10.2    Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  23/03/2015  
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Fls. 21 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
RR: Receita Requerida; 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o 
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação 
setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na 
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação 
da Inflação (IVI) e o Fator X; 
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do 
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento 
tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo 
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de 
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão 
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da 
ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados 
no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões 
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes 
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de 
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário 
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta 
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o 
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
 
 
 
 
 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados 
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii) 
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia 
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e 
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, 
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela 
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os 
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária;  
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;  
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e  
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição. 
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante 
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão 
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos 
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º 
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 
2013. 
 
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia 
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em 
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução 
Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário 
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº 
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem 
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído 
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo 
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos 
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como 
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos 
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência 
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de 
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a 
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar 
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída 
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, 
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso 
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
 
17. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base 
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende 
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes 
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas 
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à 
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes. 
 
19. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL 
por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio 
de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para 
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela 
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
22. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
23. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo 
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa 
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, 
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas 
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária 
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos. 
 
24. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com 
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se 
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da 
concessionária de distribuição. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A 
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do 
montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, 
em R$/MW. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante 
faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa 
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
28. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão 
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
 
 
29. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225, 
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da 
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia 
vigentes na data da revisão. 
 
30. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos 
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto 
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas; 
 
• Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para 
o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
• Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do 
PRORET; 
 
• Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo 
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET; 
 
 
• Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
• Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram 
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no 
Art. 15 do mesmo decreto;  
 
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos 
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na 
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é 
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos 
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica 
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
32. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no 
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante 
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas 
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
33. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da 
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica12.  
 
 
 
12 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da 
referida instalação. 
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34. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores 
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – 
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
36. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 13 considerando o período de 
referência em questão.  
 
38. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, 
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos 
Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
39. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de 
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 
 
 
13 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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meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe 
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, 
conforme fórmula abaixo: 
 
𝑉𝑅𝐼=
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}  
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela 
“B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma: 
 
 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓     
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de 
potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e 
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo 
2.7A; e 
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UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da 
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1,  definido como:  
 
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário. 
 
 
 
 
44. 
O Fator X14 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no 
Submódulo 2.5A do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados 
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e 
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula 
abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
45. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia 
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades 
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras. 
 
 
 
14 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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46. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação 
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET15. 
 
49. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário 
anual são:  
 
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade 
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula 
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais 
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 
 
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da 
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindo-
se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio 
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada 
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, 
de 24/1/2002. 
• A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de 
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da 
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 
 
 
15  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 
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• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o 
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada 
especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, 
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes 
financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa 
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto 
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério 
da Fazenda (MF).  
 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados 
pela Selic16. 
• Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na 
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de 
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela Superintendência 
de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, foi utilizado banco 
de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao cálculo do saldo 
de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.  
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos no 
citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar ou 
retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
 
 
16 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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                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta 
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo 
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de 
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET17, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de 
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
51. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
52. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
53. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras 
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do 
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
 
 
17 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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Número: 48581.001093/2021-00

Fls. 35 Nota Técnica nº 160/2021-SGT/ANEEL, de 13/07/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005036/2020-27 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
54. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em 
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio 
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de 
irrigação. 
 
55. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o 
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante 
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados 
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve 
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 
 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201618, de 14 de junho de 2016, publicar 
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as 
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com 
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
58. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as 
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma 
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE 
sobre as glosas realizadas. 
 
 
 
 
 
18 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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 DAVI ANTUNES LIMA, RICARDO MARTINS, FRANCISCO DE MATTOS FAE, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, FABIANO COSTA CAMILO
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