Nota Técnica no 75/2021–SGT/ANEEL 
 
Em 20 de abril de 2021 
 
 
Processo n.º  48500.005023/2020-58 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia 
– TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD referentes à EMS - 
Energisa Mato Grosso do Sul S/A. e demais 
providências pertinentes ao seu Reajuste 
Tarifário Anual de 2021. 
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2020, a vigorar 
a partir de 22 de abril de 2021. 
 
2. 
A presente proposta de reajuste tarifário da EMS foi calculada de acordo com a 
metodologia que consta dos Submódulos do PRORET, em conformidade com as disposições legais 
e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão de Distribuição 001/1997 e seus termos aditivos.  
 
3. 
A síntese dessa metodologia consta do Anexo I desta Nota Técnica. A Seção II 
apresenta uma descrição dos fatos relativos ao RTA de 2021 da EMS. A Seção III descreve o cálculo 
do reajuste, compreendendo a Parcela A, a Parcela B e os Componentes Financeiros. A seção IV traz 
as conclusões. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
4. 
Em 7 de abril de 2020, foi aprovada º Reajuste Tarifário Anual de 2020 da EMS, 
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.671/2020, representando uma variação das tarifas 
homologadas, em média, de 6,90%1. 
 
5. 
Em 14 de setembro de 2020, por meio do Memorando nº 199/2019-SGT/ANEEL, a 
SGT solicitou informações em relação ao processo de reajuste tarifário de 2021 da distribuidora à 
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM.  
 
 
1 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 8/4/2020 até 
30/6/2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1/7/2020.

ág 2 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 2 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
6. 
Em 10 de março de 2021, a SGT realizou reunião virtual com os representantes da 
distribuidora para discutir a proposta do reajuste tarifário da EMS, sendo apresentados a eles os 
prazos a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
7. 
Em 10 de março de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 54/2021-SFF/ANEEL com 
os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária e as garantias financeiras a serem 
considerados no processo tarifário. 
8. 
 
9. 
Em 11 de março de 2021, por meio do Memorando nº 35/2021-SRM/ANEEL, a SRM 
informou dados sobre contrato bilateral vigente da EMS de compra e venda de energia. 
 
 
10. 
Em 23 de março de 2021, na 9ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da Aneel negou 
provimento ao pedido de reconsideração interposto pela EMS contra a REH 2.671/2020, que 
homologou o Reajuste Tarifário Anual de 2020. 
 
11. 
Em 31 de março de 2021, por meio do Ofício Circular nº 08/2021-
SGT/SRD/SFF/ANEEL, solicitou-se informações acerca das receitas previstas no § 3º do Art. 70-A, no 
§ 7º do Art. 88 da REN 414/2010 (Alterada pela REN 714/2016) e § 2º do Art. 9º da REN 376/2009, 
a serem destinadas à modicidade tarifária. 
 
12. 
Em 01 de abril de 2021, o Decreto Federal nº 10.665, de 31/03/2021, foi publicado, 
alterando o Decreto nº 4.550/2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada 
pela Eletrobras Termonuclear S/A – ELETRONUCLEAR e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar, 
mediante requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, 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. 
 
13. 
Em 06 de abril de 2021, a Diretoria Colegiada da Aneel decidiu prorrogar a vigência 
das tarifas da EMS, definidas pela Resolução Homologatória nº 2.672, de 7 de abril de 20202. 
 
14. 
Em 06 de abril de 2021, por meio do Ofício Circular nº 09/2021-SGT/SFF/ANEEL, 
solicitou-se à distribuidora os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente 
de Reativos – ER, visando a antecipação de sua reversão para as tarifas no presente reajuste 
tarifário. 
 
15. 
Em 16 de abril de 2021, a EMS, por meio da Carta Energisa/DREG nº 003/2021, 
solicitou o diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de 
Itaipu, como também a utilização dos recursos faturados de UDER informado e um diferimento de 
Parcela B. 
 
 
2 As tarifas da distribuidora foram prorrogadas pela Resolução Homologatória nº 2.829, de 06/04/2021.

ág 3 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 3 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
16. 
Em 16 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores versões 
finais das planilhas de cálculo relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução 
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
 
17. 
Em 16 de abril de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EMS encontra-se adimplente com suas 
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto 
no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de 
março de 2004. 
 
18. 
Em 19 de abril de 2021, via e-mail, o Ministérios de Minas e Energia – MME informa 
a existência de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos 8 
meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665, de 31 de 
março de 2021, a fim de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e 
utilizados para modicidade tarifária. 
 
19. 
Em 20 de abril de 2021, a EMS, por meio da Carta Energisa/DREG nº 004/2021, 
solicitou, considerando a antecipação do MME, o diferimento correspondente ao saldo da Conta 
Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu e também a utilização de diferimento da previsão do 
risco hidrológico.  
 
20. 
Em 20 de abril de 2021, a SGT encaminhou novamente ao Conselho de Consumidores 
a versão final da planilha de cálculo do reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução 
Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
21. 
O objetivo do reajuste tarifário é manter o equilíbrio econômico-financeiro 
estabelecido nas revisões tarifárias, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão das 
distribuidoras. Resumidamente, para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações 
dos custos de Parcela A, sendo os custos referentes à Parcela B corrigida  pelo índice de inflação 
constante no contrato de concessão, deduzido o Fator X. Os detalhes das metodologias aplicadas 
nos processos de reajuste tarifário estão descritos no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
B. Período de Referência 
 
22. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da EMS é de abril/2020 a 
março/2021. 
 
C. Receita Verificada

ág 4 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 4 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
23. 
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado 
informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste 
tarifário homologado em 2020. 
 
24. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo 
tarifário e nível de tensão. 
 
Tabela 1. Receita Verificada 
 
 
D. PARCELA A 
 
25. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as 
condições vigentes na data do reajuste tarifário. Compreende os custos com aquisição de energia 
elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT), os 
custos com Encargos Setoriais (ES), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota Técnica. 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
26. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, 
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e tem seus valores 
estabelecidos pela ANEEL.  
 
27. 
Os encargos setoriais considerados neste reajuste, bem como os dispositivos legais 
associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 2. Encargos Setoriais 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
4.444.061
          
2.540.352.256
  
A2   (88 a 138 kV)
5.057
                  
2.673.681
          
A3   (69 kV)
17.751
                
7.491.126
          
A3a (30 kV  a 44 kV)     
200.607
             
101.261.678
     
A4   (2,3 kV a 25 kV)
738.988
             
391.139.075
     
BT  (menor que 2,3 kV)
3.481.658
          
2.037.786.696
  
Demais Livres
1.273.866
          
229.285.368
     
Distribuição
23.638
                
3.149.393
          
Geração
-
                      
52.033.904
        
Total
5.741.565
          
2.824.820.920
  
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
4.879.615
          
6.329.137
     
Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
280.951.567
      
420.692.189
 
AP 072/2020
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
50.999.375
        
48.451.266
   
Desp 3.690/2020
PROINFA
38.933.206
        
50.305.195
   
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
26.765.817
        
28.011.400
   
  Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
99.005
                
117.353
         
Contribuição 2020
Total de Encargos Tarifários
402.628.584
      
553.906.540

ág 5 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 5 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
28. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, 
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
29. 
Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados 
nesta revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
  
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Energia requerida e perdas regulatórias 
 
30. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia 
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, 
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, 
além daqueles referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição.  
 
31. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário 
da EMS, ressaltando-se que os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas utilizados estão 
conforme os valores determinados na Revisão Tarifária Periódica de 2018, homologada por meio da 
ReH nº 2.380/2018. 
 
 
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
144.492.936
     
Rede Básica Fronteira
42.967.371
        
Rede Básica ONS (A2)
2.039.576
          
MUST Itaipu
20.380.710
        
Transporte de Itaipu
27.510.164
        
Conexão
70.095.611
        
Uso do sistema de distribuição
9.006.429
          
Total
316.492.797
     
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
5,99%
5,99%
REH 2.380/2018
Técnica (s/ merc. injetado)
9,80%
9,80%
REH 2.380/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,32%
1,33%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
3.481.658
          
3.481.658
          
SAMP
Perdas DRA DRP Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 5,99% 5,99% REH 2.380/2018
Técnica (s/ merc. injetado) 9,80% 9,80% REH 2.380/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 1,32% 1,33% CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh) 3 .481.658 3 .481.658 SAMP


ág 6 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 6 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
32. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da EMS para 
atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com 
o mercado de venda da concessionária. 
 
Tabela 6. Energia Requerida (MWh) 
 
 
 
b. Valoração da compra de energia 
 
33. 
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. 
 
34. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-
se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, 
considerando o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme 
tabela abaixo: 
 
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Preços e montantes 
Memo. nº 35/2021-SRM/ANEEL 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.805/2020 
Cotas Lei n º 12.783/2013 
Receitas Anuais de Geração 
REH 2.746/2020 
Cota PROINFA 
Montante e preço da cota 
REH 2.815/2020 
CCEARs 
Montante 
CCEE 
CCEARs (exceto térmicas) 
Preços 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Preços 
Previsão SGT 
 
35. 
A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes3 das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
 
 
 
 
 
3 Usada a melhor previsão.  
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
4.444.061
        
4.444.061
        
Fornecimento
4.444.061
        
4.444.061
        
Consumidores Livres
1.297.504
        
1.297.504
        
Perdas Totais
925.525
           
930.941
           
Perdas Rede Básica
70.034
             
70.555
             
Perdas na Distribuição
855.491
           
860.386
           
Perda Não Técnica
208.716
           
208.716
           
Perda Técnica
646.775
           
651.670
           
Energia Requerida
5.369.586
        
5.375.002
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes        
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.805/2020  
  Cotas Lei n º 12.783/2013      Receitas Anuais de Geração      REH 2.746/2020  
  Cota PROINFA      Montante e preço da cota      REH 2.815/2020  
  CCEARs      Montante      CCEE  
  CCEARs (exceto térmicas)      Preços      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Preços      Previsão SGT  

ág 7 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 7 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 7. Custo com Compra de Energia 
 
 
 
E. PARCELA B 
 
36. 
O cálculo da Parcela B é efetuado considerando a diferença entre a Receita Verificada 
e os custos de Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA), esse saldo é corrigido pelo indicador 
oficial de inflação, IGP-M, conforme estabelecido no Contrato de Concessão, e pelo Fator X. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B e respectivos parâmetros associados: 
 
Tabela 9. Cálculo da Parcela B 
 
 
 
F.  Componentes Tarifários Financeiros  
 
37. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas 
às distribuidoras. 
 
38. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros 
nesta revisão da EMS. 
 
 
 
 
Contratos
Contratado
(MWh)
Considerado
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilateral
347.550
             
340.112
             
257,58
   
87.605.042
          
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
2.594.863
          
2.539.327
          
253,99
   
644.957.780
        
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.667.971
          
1.632.273
          
283,71
       
463.090.601
        
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
575.438
             
563.123
             
229,48
   
129.227.114
        
Madeira e Belo Monte
351.454
             
343.932
             
153,05
   
52.640.066
          
Energia Base
2.547.683
          
2.495.563
          
211,84
   
528.653.783
        
Cota Angra I/Angra II
181.995
             
178.100
             
249,64
   
44.460.951
          
Cotas Lei n º 12783/2013
1.298.738
          
1.270.942
          
114,73
   
145.810.628
        
Itaipu (tirando as perdas)
954.513
             
934.085
             
362,26
   
338.382.204
        
PROINFA
112.436
             
112.436
             
-
         
-
                         
Total
5.142.546
          
5.375.002
          
234,64
   
1.261.216.606
    
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B - DRA (R$)
1.018.006.472
  
TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M
31,10%
SGT/ANEEL
(3) Fator X
-0,40%
(3.1) Componente Pd do Fator X
0,84%
REH 2.380/2018
(3.2) Componente T do Fator X
-1,47%
REH 2.525/2019
(3.3) Componente Q do Fator X
-0,25%
PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))]
1.338.673.092

ág 8 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 8 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 16. Componentes Financeiros 
 
 
G. Análise da Revisão Tarifária Periódica 
 
1. Resultados 
 
39. 
A Revisão Tarifária da EMS conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de 8,90%, sendo de 10,69%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 8,27%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 17. Efeito médio ao consumidor 
 
 
40. 
O efeito médio nas tarifas de 8,90% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de 
custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 22,85%, ao se ter como base de 
comparação os custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos 
componentes financeiros apurados neste processo tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes, com efeito de -8,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos 
no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito 
de -5,86%. 
 
41. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de 
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o aumento dos custos de transmissão e distribuição, 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
176.084.538
     
6,20%
CVA em processamento -Transporte
52.040.349
        
1,83%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.351.201
          
0,22%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
7.082.708
          
0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
4.136.238
          
0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
(10.624.297)
      
-0,37%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
492.526
             
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
(1.976.440)
         
-0,07%
Parcela B - Diferimento
(40.350.000)
      
-1,42%
Decreto 10.665/2021
(41.667.444)
      
-1,47%
Ajuste CUSD
1.033.619
          
0,04%
Repasse de compensação DIC/FIC
(31.886)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
100.548
             
0,00%
Reperfilamento de custos de transportes
(48.199.300)
      
-1,70%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(63.816.315)
      
-2,25%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores 
(840.599)
            
-0,03%
Reversão Conta-Covid (com ajuste postergação)
(261.846.885)
    
-9,23%
Diferimento Previsão Risco Hidrólogico
(7.400.000)
         
-0,26%
Total
(229.431.438)
    
-8,08%
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,69%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,27%
Efeito Médio AT+BT
8,90%

ág 9 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 9 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
que tem impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão e; (ii) o aumento do encargo 
CDE USO, em relação ao processo tarifário passado, que tem participação percentual mais elevada 
nos consumidores livres conectados em alta tensão. 
 
42. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com 
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o 
efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
Tabela 18. Resumo do Reajuste 
 
 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.806.814.448
  
2.131.615.943
  
18,0%
11,50%
61,4%
Encargos Setoriais
402.628.584
     
553.906.540
     
37,6%
5,36%
16,0%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
4.879.615
          
6.329.137
          
29,7%
0,05%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
280.951.567
     
302.761.784
     
7,8%
0,77%
8,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
48.495.710
        
0,0%
1,72%
1,4%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
69.434.694
        
0,0%
2,46%
2,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
50.999.375
        
48.451.266
        
-5,0%
-0,09%
1,4%
PROINFA
38.933.206
        
50.305.195
        
29,2%
0,40%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
26.765.817
        
28.011.400
        
4,7%
0,04%
0,8%
ONS
99.005
                
117.353
             
18,5%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
235.610.075
     
316.492.797
     
34,3%
2,86%
9,1%
Rede Básica
96.577.602
        
144.492.936
     
49,6%
1,70%
4,2%
Rede Básica Fronteira
38.631.150
        
42.967.371
        
11,2%
0,15%
1,2%
Rede Básica ONS (A2)
1.829.604
          
2.039.576
          
11,5%
0,01%
0,1%
MUST Itaipu
14.646.874
        
20.380.710
        
39,1%
0,20%
0,6%
Transporte de Itaipu
22.334.420
        
27.510.164
        
23,2%
0,18%
0,8%
Conexão
54.047.125
        
70.095.611
        
29,7%
0,57%
2,0%
Uso do sistema de distribuição e CCD
7.543.300
          
9.006.429
          
19,4%
0,05%
0,3%
Custos de Aquisição de Energia
1.168.575.790
  
1.261.216.606
  
7,9%
3,28%
36,3%
PARCELA B
1.018.006.472
  
1.338.673.092
  
31,5%
11,35%
38,6%
IRT
2.824.820.920
  
3.470.289.035
  
22,85%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
229.431.438
-     
-8,08%
CVA em processamento - Energia
176.084.538
     
6,20%
CVA em processamento -Transporte
52.040.349
        
1,83%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.351.201
          
0,22%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
7.082.708
          
0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
4.136.238
          
0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
(10.624.297)
      
-0,37%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
492.526
             
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
(1.976.440)
         
-0,07%
Parcela B - Diferimento
(40.350.000)
      
-1,42%
Decreto 10.665/2021
(41.667.444)
      
-1,47%
Ajuste CUSD
1.033.619
          
0,04%
Repasse de compensação DIC/FIC
(31.886)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
100.548
             
0,00%
Reperfilamento de custos de transportes
(48.199.300)
      
-1,70%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(63.816.315)
      
-2,25%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE
(840.599)
            
-0,03%
Reversão Conta-Covid (com ajuste postergação)
(261.846.885)
    
-9,23%
Diferimento Previsão Risco Hidrólogico
(7.400.000)
         
-0,26%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,86%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,90%

ág 10 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 10 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
43. 
A Parcela A variou  18,0% em relação ao processo tarifário anterior, impactando o 
efeito médio em 11,50%. 
 
44. 
Os encargos setoriais impactaram o efeito em 5,36%. Ressalta-se que a partir de 
2021, por meio da CDE, iniciou o pagamento do empréstimo destinado a receber os recursos de 
operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE - CONTA 
COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, as parcelas de CDE Conta Covid alocada na 
TE e na TUSD impactaram respectivamente 1,72% e 2,46%. 
 
45. 
Os custos de transmissão contribuíram para um efeito médio de 2,86%. Sobre esse 
item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 
2020, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das 
concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
 
46. 
Já os custos de compra de energia impactaram o efeito em 3,28%, destacando-se o 
aumento do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de 1,78%), decorrente da variação 
cambial (indexado em dólar). O gráfico abaixo demonstra os impactos das diferentes modalidades 
de contratação e a tabela apresenta o detalhamento da variação na compra de energia entre a o 
último processo tarifário e o atual: 
 
 
Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
Tabela 19. Detalhamento da compra de energia 
 
3,28%
0,03%
0,87%
0,24%
0,10%
-0,11%
0,23%
1,78%
0,17%
-0,03%
Total
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
-
                     
-
                     
-
-
           
-
           
-
Existente - CCEAR-QTD
34.482
              
-
                     
-100,0%
188,85
     
-
           
-100,0%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.640.653
        
1.667.971
        
1,7%
269,63
     
283,71
     
5,2%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
573.751
            
575.438
            
0,3%
217,44
     
229,48
     
5,5%
Madeira e Belo Monte
351.454
            
351.454
            
0,0%
144,82
     
153,05
     
5,7%
Cota Angra I e Angra II
174.465
            
181.995
            
4,3%
269,75
     
249,64
     
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.275.134
        
1.298.738
        
1,9%
107,78
     
114,73
     
6,4%
Itaipu
947.131
            
954.513
            
0,8%
309,27
     
362,26
     
17,1%
Bilateral
402.746
            
347.550
            
-13,7%
240,37
     
257,58
     
7,2%
Proinfa
107.804
            
112.436
            
4,3%
-
           
-
           
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(138.034)
      
(115.093)
      
-16,6%
218,64
     
239,66
     
9,6%
TOTAL
5.369.586
    
5.375.002
    
0,1%
217,63
     
234,64
     
7,8%
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Proinfa  - - -
3 4.482 - -100,0%
1 .640.653 1 .667.971 1,7%
5 73.751 5 75.438 0,3%
3 51.454 3 51.454 0,0%
1 74.465 1 81.995 4,3%
1 .275.134 1 .298.738 1,9%
9 47.131 9 54.513 0,8%
4 02.746 3 47.550 -13,7%
1 07.804 1 12.436 4,3%  - - -
188,85 - -100,0%
269,63 283,71 5,2%
217,44 229,48 5,5%
144,82 153,05 5,7%
269,75 249,64 -7,5%
107,78 114,73 6,4%
309,27 362,26 17,1%
240,37 257,58 7,2%
- - -
Sobra (-) / Exposição (+)  (138.034) (115.093) -16,6%  218,64 239,66 9,6%
  5.369.586 5.375.002 0,1%  217,63 234,64 7,8%

ág 11 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 11 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
47. 
A Parcela B impactou o reajuste em 11,35%, uma vez que é atualizada pela variação 
acumulada, entre abril de 2020 e março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de -
0,40%), o que totaliza uma variação de 31,50% em relação aos valores existentes nas tarifas. 
 
48. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram com o efeito de -8,08% na atual revisão da EMS. 
 
49. 
A CVA em Processamento – Energia apresentou efeito de 6,20%, especialmente 
impactada por Itaipu, devido à desvalorização cambial, além do risco hidrológico associado aos 
CCGF4 e as Usinas Repactuadas5.  
 
50. 
Destaca-se também com valor positivo a CVA em Processamento – Transporte, com 
efeito de 1,83%, valor decorrente da grande diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST 
efetivamente pagas, conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 
2020. 
51. 
Além disso, diante da conjuntura socioeconômica adversa num cenário de pandemia 
da COVID, com indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do 
real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e 
um cenário de redução de consumo, foram incluídos alguns mecanismos de Mitigação dos Efeitos 
Tarifários, desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais 
entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, que estão detalhados abaixo. 
 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos recursos de operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à 
concessionária. Os montantes se referem à totalidade dos valores recebidos pela distribuidora da CONTA-
COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da 
REN 885/2020, no valor de aproximadamente R$ 261,8 milhões6, contribuindo com uma redução tarifária de 
-9,23%. 
 
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. Componente 
financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000. O Parecer da 
Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00), de 18/11/2020, concluiu que: 
“A remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 – 
remuneração do custo de capital – deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio tratada 
nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do 
“efetivo pagamento”, sendo incorporada à RAP das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020 
(ciclo 2020-2021), pelo prazo de oito anos.” 
 
Considerando que durante os ciclos de 2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados 
não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi 
 
4 Contratos de Cotas de Garantia Física, associados à energia produzida pelas usinas cotistas, abarcadas pela Lei 
nºº12.783/2013, de 11 de janeiro de 2013. 
5 Usinas que aderiram à repactuação preconizada na Lei nºº13.203/2015, de 8 de dezembro de 2015 
6 Já considerando o ajuste dos valores aplicados da postergação das tarifas, entre 08/04/2020 e 30/06/2021.

ág 12 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 12 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de custo 
de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a 
valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida. E em razão da pressão tarifária a que o setor 
elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa do 
“reperfilamento” desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado o valor presente 
líquido da operação. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, 
cuja Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a 
acomodar o custo total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos recursos 
administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas, nos termos da Lei nº 12.783, 
de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, ambas de 30/06/2020, que 
homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida – RPR de 2018, conforme 
processos listados na Tabela abaixo. 
 
Tabela 20 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013. 
Concessionária 
Contrato de Concessão 
Processo de Revisão (SIC) 
CEEE-GT 
055/2001 
48500.000753/2019-29 
CELG G&T 
063/2001 
48500.000752/2019-84 
CEMIG-GT 
006/1997 
48500.000751/2019-30 
CHESF 
061/2001 
48500.000750/2019-95 
COPEL-GT 
060/2001 
48500.000749/2019-61 
CTEEP 
059/2001 
48500.000748/2019-16 
ELETRONORTE 
058/2001 
48500.000747/2019-71 
ELETROSUL 
057/2001 
48500.000746/2019-27 
FURNAS 
062/2001 
48500.000745/2019-82 
  
Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o ciclo 
2021/2022 e ao mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, 
calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB e de Fronteira – TUST-FR, 
bem como os encargos de conexão associados. Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores 
atualmente vigentes, e representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, quando serão 
efetivamente aplicadas. Entretanto, optou-se, de forma excepcional, por antecipar o benefício dessa redução 
prevista dos custos de transmissão às distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro 
semestre, que no caso da EMS totalizou R$ 48,2 milhões, que seria equivalente ao montante de redução dos 
custos de transmissão a partir de julho de 2021, cujo efeito foi de -1,70%. 
 
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos – UDER. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de 
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o 
aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda 
revisão tarifária posterior ao 3CRTP. No entanto, excepcionalmente, este reajuste tarifário está considerando 
a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão tarifária e competência 
mais recente disponível. Os valores foram declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 
9/2021-SGT/SFF/ANEEL, totalizando R$ 63,8 milhões, cujo efeito foi de -2,25%. Na próxima revisão tarifária 
da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o acerto entre os 
valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles 
revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao 
montante antecipado.
  Concessionária        Contrato de Concessão        Processo de Revisão (SIC)  
CEEE-GT      055/2001        48500.000753/2019-29      
CELG G&T      063/2001        48500.000752/2019-84      
CEMIG-GT      006/1997        48500.000751/2019-30      
CHESF      061/2001        48500.000750/2019-95      
COPEL-GT      060/2001        48500.000749/2019-61      
CTEEP      059/2001        48500.000748/2019-16      
ELETRONORTE      058/2001        48500.000747/2019-71      
ELETROSUL      057/2001        48500.000746/2019-27      
FURNAS      062/2001        48500.000745/2019-82      

ág 13 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 13 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 379/2009). Esses 
valores estão associados às RENs nº 414/2010 e nº 379/2009, sendo oriundos de recursos recebidos pelas 
distribuidoras de: (i) encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, 
previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414º2010; (ii) créditos que não puderam ser devolvidos aos 
consumidores no faturamento final, previstos no §7 do Art. 88 da REN nº 414/2010 e (iii) 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 379/2009. Em resposta ao Ofício Circular nº 08/2021, a 
concessionária informou que os valores, contabilizados até dezembro/2020, de R$ 840,6 mil, que serão ainda 
serão fiscalização pela ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
 
e) Diferimento de Saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021. O Decreto Federal nº 
10.665, de 31/03/2021 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. Por intermédio da Carta CTA-DFFO – 
0889/20217, 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.  Por meio da Carta Energisa/DREG nº 04/2021, a EMS 
formalizou o interesse em diferir os pagamentos à Eletrobrás provenientes do repasse da potência 
contratada de Itaipu, nos termos do Artigo 2º do Decreto nº 10.665/2021.  Observando o Saldo da Conta de 
Comercialização de Itaipu informado pela Eletrobrás e a necessidade de redução tarifária individual das 
distribuidoras, os recursos alocados alcançam a monta de R$ 40,66 milhões, cuja aplicação resultou em uma 
atenuação tarifária de 1,47%. 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 a 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.  
 
f) Diferimento de Parcela B. Conforme a Carta Energisa/DREG nº 03/2021, a EMS propôs 
também um diferimento de R$ 40.350.000, da Parcela B, cujo impacto representa -1,42%. Esse valor será 
revertido à no processo tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA.  
 
g) Diferimento risco hidrológico. Conforme a Carta Energisa/DREG nº 04/2021, a EMS 
propôs também um diferimento de R$ 7.400.000 da previsão do Risco Hidrológico, cujo impacto representa 
-0,26%. 
 
52. 
O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo da 
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo 
tarifário. 
 
 
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 abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de abril/2020 a março/2021. 
 
7 SIC 48513.009692/2021-00

ág 14 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 14 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Tabela 21. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
54. 
O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição 
da nova Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico 2. Composição da receita sem tributos 
 
55. 
O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com tributos. 
 
 
Gráfico 3. Composição da receita com tributos 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(77.134)
            
6.154.173
        
6.077.039
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
162.550
           
2.021.756
        
2.184.306
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
35.873
             
485.200
           
521.073
           
Subsídio Rural
(33.350)
            
3.374.026
        
3.340.675
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
177.183
           
527.258
           
704.441
           
Total
265.122
           
12.562.413
     
12.827.535
     
Distribuição
38,6%
Energia
36,3%
Transmissão
9,1%
Encargos 
Setoriais
16,0%
Distribuição
29,3%
Energia
27,6%
Transmissão
6,9%
Encargos 
Setoriais
12,1%
ICMS
18,6%
PIS/COFINS
5,5%
Tributos
24,1%

ág 15 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 15 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
 
 
VI. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
56. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei 
no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de 
fevereiro de 1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 001/1997. 
 
 
VII. CONCLUSÃO 
 
57. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 001/1997, no que 
consta do Processo nº 48500.005023/2020-58 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da EMS, a vigorar 
a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 8,90%, sendo de 10,69%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 8,27%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão; 
 
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso 
exclusivo;

ág 16 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 16 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
d) 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. 
 
 
 
LUIS CARLOS CARRAZZA  
Especialista em Regulação  
ANDREY VINÍCIUS ALTOÉ 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação  
 
 
De acordo 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária

ág 17 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 17 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO I 
METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de revisão tarifária das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão 
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) 
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à 
prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo desta Revisão Tarifária Periódica – RTP está 
descrita nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET8 , os quais têm caráter normativo e 
consolidam a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem 
ao fiel cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e 
na legislação setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao processo de RTP de concessionárias de 
distribuição com as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
2.1 A 
Procedimentos Gerais 
2.0 
18/03/2020 
2.2 A 
Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis 
2.0 
13/03/2018 
2.3 
Base de Remuneração Regulatória 
2.0 
23/11/2015 
2.4 
Custo de Capital 
4.1 
20/04/2020 
2.5 A 
Fator X 
2.0 
19;03/2020 
2.6 
Perdas de Energia 
2.0 
06/05/2015 
2.7 A 
Outras Receitas 
1.1 
05;07;2018 
2.8 
Geração Própria de Energia 
1.1 
24/12/2014 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5.  Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses de Compras de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
 
8 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 2 – Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
2.1 A      Procedimentos Gerais      2.0      18/03/2020    
2.2 A      Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis      2.0      13/03/2018    
2.3      Base de Remuneração Regulatória      2.0      23/11/2015    
2.4      Custo de Capital      4.1      20/04/2020    
2.5 A      Fator X      2.0      19;03/2020    
2.6      Perdas de Energia      2.0      06/05/2015    
2.7 A      Outras Receitas      1.1      05;07;2018    
2.8      Geração Própria de Energia      1.1      24/12/2014    
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5. Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
5.6      Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE      1.1      23/10/2018    
  Módulo 6 – Demais Procedimentos                    
6.1      Limites de Repasses de Compras de Energia      1.0      28/03/2016    
6.2      Itaipu      1.0      01/06/2017    
6.3      Encargos de conexão A1      1.0      18/04/2012    

ág 18 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 18 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações 
10.1 
Revisões tarifárias de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
15/07/2013 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a 
Receita Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 
12 (doze) meses imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
5. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração 
adequada dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição 
de energia elétrica. O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos 
relacionados às atividades de geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
6. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem 
alteradas as tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O 
resultado da razão entre essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em 
média.  
 
7. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte 
fórmula:  
 
𝑹𝑻= (
 𝐑𝐑
𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎          (1)  
 
onde: 
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); 
RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
8. 
A Receita Requerida é dividida em duas componentes: a primeira, denominada de 
Parcela A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos 
clientes, uso dos sistemas de transmissão, encargos setoriais e as receitas irrecuperáveis. Em geral, 
a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e em razão disso estes valores 
são repassados para os clientes da empresa.  
 
9. 
A segunda componente, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a 
prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição, 
que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, 
por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.   
 
10. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte 
forma:
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações        
10.1    Revisões tarifárias de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  15/07/2013  

ág 19 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 19 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩     (2) 
 
             
 
 
onde: 
RR: Receita requerida; 
VPA: Valor da Parcela A; 
VPB: Valor da Parcela B; 
 
 
11. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita 
da concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos 
necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com 
gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
12. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa 
de retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No 
cálculo dos custos de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa 
a recomposição dos investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo 
da vida útil dos bens e direitos. 
 
13. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de 
forma a assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente 
para o pagamento do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o 
Lucro Líquido – CSLL. 
 
14. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a 
atualização dos valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da 
vigência das tarifas estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do 
utilizado como referência para o cálculo da revisão. 
 
15. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação 
dos mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão 
tarifária. Por fim, são descontadas as Outras Receitas e as receitas de Ultrapassagem de Demanda 
e Excedente Reativo, que são revertidas em parte para a modicidade tarifária. 
 
16. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao 
nível de preços.   
 
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹−𝑼𝑫−𝑬𝑹          (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado;  
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
𝑂𝑅: Outras Receitas; 
𝑈𝐷: Receita obtida com Ultrapassagem de Demanda e 
𝐸𝑅: Receita obtida com Excedente Reativo

ág 20 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 20 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
17. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é composto 
pelos Custos Operacionais, definidos pela metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 2.2 A do 
PRORET.  
 
18. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes 
abaixo: 
 
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰  
    (4) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
19. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺+ 𝑹𝑰    
(5) 
 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição;  
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica; e 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
20. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é 
semelhante ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos 
componentes de Parcela A estão descritos nos Submódulos 3.2 A, 3.3 A e 3.4 A do PRORET. 
 
 
III. PROCESSAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
A. Definição do Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para revisão tarifária corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de revisão. 
 
B. Cômputo da Receita Anual 
 
22. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.

ág 21 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 21 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
C. Cômputo da Parcela A 
 
23. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; 
(ii) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição 
de energia elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
24. 
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. 
 
1. Encargos Setoriais 
 
25. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
a. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
 
26. 
Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, 
de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em 
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 
e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
i) o desenvolvimento energético dos Estados;  
ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
iii) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,  
iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
v) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão 
mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso 
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
viii) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de 
concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas 
das concessionárias de distribuição;  
 
27. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores:

ág 22 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 22 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
i) quota anual de CDE Uso, homologada pela REH 2.358, de 19/12/2017. Essa cota é 
paga por todos os agentes que atendem consumidores finais cativos e livres no Sistema 
Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas 
de distribuição e transmissão de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos 
objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, 
conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada 
pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350, 
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
de energia em meio à pandemia do novo coronavírus. O empréstimo, contratado e 
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo 
garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento 
da inadimplência nesse período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e 
o parcelamento de impactos tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da 
CDE Conta-Covid. 
 
b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  
 
28. 
Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET. 
 
c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.  
 
29. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 
5.025/2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na 
produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do 
PRORET. 
 
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
 
30. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo 
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de 
energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica 
exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET. 
 
e. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER 
 
31. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, 
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços 
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente 
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e 
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência

ág 23 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 23 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN. 
 
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE) 
 
32. 
 Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias 
e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita 
operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de 
eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 
185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da 
receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos 
percentuais de P&D e PEE. 
 
2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição 
 
33. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT 
Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
34. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 
666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
a. Custo de Rede Básica  
 
35. 
Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, 
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à 
rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de 
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da 
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos 
decorrentes da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão 
(TUST) nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao 
uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam 
também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de 
forma proporcional às suas quotas-partes. 
 
36. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes 
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora,

ág 24 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 24 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto 
que as tarifas são obtidas da Resolução Homologatória nº 2.409, de 28 de novembro de 2018. 
 
b. Custo de Conexão 
 
37. 
Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e 
têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
38. 
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. 
 
39. 
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. 
 
40. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados 
com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-
se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o 
período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de 
aniversário da concessionária de distribuição. 
 
c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional  
 
41. 
Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela 
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de 
Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela 
tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição 
 
42. 
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.

ág 25 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 25 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
3. Compra de Energia 
 
43. 
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. 
 
44. 
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”.  
 
45. 
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. 
 
46. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da 
obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas 
a seguir:  
 
i) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados 
antes da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por 
meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as 
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme 
dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por 
agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre 
concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
ii) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas; 
 
iii) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 
5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras

ág 26 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 26 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto 
no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas 
centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;  
 
vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da 
garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
viii) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de 
geração própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e 
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, 
de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
ix) Suprimento: 
refere-se 
à 
energia 
comercializada 
entre 
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 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; 
 
x) Geração 
Distribuída: 
produção 
de 
energia 
elétrica 
proveniente 
de 
empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do 
comprador, exceto: hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, 
inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não 
existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo 
como combustível). 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
47. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas 
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não 
técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A 
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o 
atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
48. 
As perdas podem ser segmentadas entre perdas na Rede Básica, que são externas ao 
sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as perdas na 
distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica.

ág 27 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 27 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
49. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto 
as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os 
valores contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
b. Perdas Técnicas 
 
50. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao 
processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária, 
são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de distribuição da 
concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, tipo 
de transformadores.  
 
51. 
As perdas técnicas são calculadas segregando as redes de distribuição em alta, média 
e baixa tensão, além das subestações, transformadores de distribuição, ramais de ligação e 
medidores. O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia 
empregada para o cálculo das perdas técnicas.  
 
c. Perdas Não-Técnicas 
 
52. 
As perdas não técnicas representam as perdas associadas à furtos de energia, erros 
de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição. Estas são obtidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas. 
 
53. 
O referencial regulatório para as perdas não técnicas é redefinido a cada revisão 
tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor 
de perdas não técnicas a cada reajuste tarifário subsequente, ou na forma de uma meta fixa, em 
que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de 
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo 
tarifário. 
 
54. 
O Submódulo 2.6 do PRORET detalha a metodologia empregada para o cálculo das 
perdas não técnicas. A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não 
técnicas, é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão 
com certo grau de semelhança. Essa comparação se dá, essencialmente, a partir da construção de 
um ranking de complexidade no combate às perdas não técnicas, que busca mensurar de forma 
objetiva o nível de dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as 
fraudes e os furtos de energia em sua área de concessão. 
 
55. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar quais distribuidoras que atuam 
em áreas mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não 
técnicas, sejam referências de eficiência, e possam, portanto, ser utilizadas para se definir 
trajetórias de redução de perdas não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que, além da análise 
de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado

ág 28 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 28 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não 
técnicas tiverem crescido.  
 
56. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, 
regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 
4 anos civis alcançada pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no 
Submódulo 2.6 do PRORET, se for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o 
desempenho de distribuidoras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do 
combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. Caso a concessionária em 
processo de revisão possua patamares reais de perdas não técnicas superiores aos considerados 
adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das empresas benchmarks passa a ser 
referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade potencial de redução. 
 
d. Valoração da Compra de Energia 
 
57. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
58. 
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. 
 
59. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits9 considerando o período de 
referência em questão.  
 
60. 
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.  
 
61. 
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.  
 
4. Receitas Irrecuperáveis 
 
62. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 
12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
 
9 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.

ág 29 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 29 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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
}          (6) 
 
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. 
 
D. Cômputo da Parcela B 
 
1. Custos Operacionais 
 
63. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2-A do 
PRORET, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente 
dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
64. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras 
levando-se em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é 
estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os 
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.   
 
65. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data 
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, 
perdas não técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
66. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com 
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos 
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, 
parte da diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada 
para fins de cálculo do Componente T do Fator X.   
 
67. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite 
superior do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator 
T são calculados de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo 
até alcançar o limite superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do 
intervalo, o valor de custos operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma 
criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim,

ág 30 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 30 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
se os valores estiverem contidos no intervalo de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão 
corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a zero.  
 
68. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior 
é compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação 
anual de 5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧(  | √𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑪𝑶𝑨𝒕
𝑵
−𝟏| ; 𝟓%) 
 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
=  𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵 
 
(7) 
onde: 
∆𝐶𝑂: trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
5%: variação máxima admissível; 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
 
: meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
69. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a 
aplicação da metodologia, conforme descrita nos passos anteriores, resultar em uma meta de custo 
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado 
em 50% com o consumidor.  
 
70. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a 
levar em consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
′ 
= 𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
𝟐
 
(8) 
 
onde: 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
′ 
: meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais. 
 
2. Custo Anual dos Ativos (CAA) 
 
a. Base de Remuneração Regulatória (BRR) 
 
71. 
Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração 
Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória. 
 
72. 
A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes 
itens: 
  
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, 
conforme caso específico), considerando os seguintes grupos de contas de ativos:

ág 31 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 31 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
i) Terrenos – Distribuição, Geração;  
ii) Reservatórios, barragens e adutoras;  
iii) Edificações, obras civis e benfeitorias – Distribuição, Geração; e  
iv) Máquinas e equipamentos – Distribuição, Geração.  
 
II – Intangível, considerando a conta de Servidões;  
 
III – Almoxarifado de operação; e  
 
IV – Obrigações especiais. 
 
73. 
A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos 
seguintes grupos de contas do AIS e Intangível: 
 
I – Intangível – Software, Outros; 
II – Terrenos – Administração;  
III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;  
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;  
V – Veículos; e 
VI – Móveis e utensílios. 
 
74. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço 
público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser 
observadas as seguintes diretrizes: 
 
i) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) 
deve ser “blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de 
avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e 
as respectivas atualizações; 
 
ii) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde 
que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão 
tarifária; 
 
iii) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da 
base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as 
datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
 
iv) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês 
anterior ao mês da atual revisão tarifária; 
 
v) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-
base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária. 
 
75. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia 
elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente 
utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de 
remuneração aqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.

ág 32 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 32 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
76. 
Também é deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo 
devedor de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do 
laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados 
provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da 
empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
77. 
O saldo dos investimentos realizados, a partir de financiamento com recursos da RGR, 
é remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário 
contempla atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o 
ciclo tarifário são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração 
regulatória.  
 
78. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) são remunerados 
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não 
destinados ao PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros 
disponíveis às distribuidoras de energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais. 
 
b. Remuneração do Capital (RC) 
 
79. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória 
e do custo de capital, conforme formulação a seguir: 
 
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬    
(9) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais. 
 
80. 
Para o cálculo da taxa de retorno, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado 
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a 
renda, sendo expresso pela seguinte fórmula: 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒅     
 
(10) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rp: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rd: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida;  
V: soma do capital próprio e de terceiros;

ág 33 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 33 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
81. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor 
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
82. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do 
levantamento de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos 
anos de 2011, 2012 e 2013, resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) 
de 48,76%. 
 
83. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno 
CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de 
ativos de distribuição de energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte 
equação: 
 
𝒓𝑷= 𝒓𝑵𝑻𝑵−𝒃+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒑𝒓𝑨      
 (11) 
 
onde:  
rP: remuneração do capital próprio; 
rNTN-b: remuneração do título público brasileiro; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença de 
referência entre o rm (taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de 
retorno do ativo livre de risco estadunidense); e 
prA: prêmio de risco da atividade. 
 
84. 
Para o custo de capital de terceiros, adota-se uma abordagem similar à do capital 
próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos 
para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de 
terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 
 
𝒓𝑻= 𝒓𝑫𝒆𝒃+ 𝒄𝒆𝑫𝒆𝒃     
  (12) 
 
onde:  
rT: remuneração do capital de terceiros; 
rDeb: rentabilidade das debêntures; e 
ceDeb: custo de emissão das debêntures. 
 
85. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma 
concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e 
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela II.1. Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
Custo de Capital 
Proporção de Capital Próprio (P) 
57,82% 
Proporção de Capital de Terceiros (D) 
42,18% 
Remuneração do título público brasileiro (rNTN-b) 
5,83% 
Beta médio alavancado () 
0,4480 
Prêmio de risco do mercado EUA (rm - rf) 
6,46% 
Prêmio de risco da atividade (rA) 
0,51% 
Prêmio de risco do negócio e financeiro () 
3,40%
Custo de Capital  
Proporção de Capital Próprio (P)
Proporção de Capital de Terceiros (D)  57,82%
42,18%
Remuneração do título público brasileiro (r )
NTN-b
Beta médio alavancado ()
Prêmio de risco do mercado EUA (r - r)
m f
Prêmio de risco da atividade (r )
A
Prêmio de risco do negócio e financeiro ()  5,83%
0,4480
6,46%
0,51%
3,40%

ág 34 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 34 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Custo de capital próprio 
9,23% 
Debêntures (rDeb) 
6,73% 
Custo de emissão (ceDeb) 
0,37% 
Impostos 
34% 
Custo de dívida real 
7,10% 
Custo Médio Ponderado 
WACC real antes de impostos* 
11,08% 
WACC real depois de impostos 
7,32% 
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34% 
86. 
Para aplicação tarifária, considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos 
impostos do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às 
tarifas dos consumidores como se segue abaixo: 
 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é =
(𝑷𝑽
⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽
⁄ )∙𝒓𝒅
𝟏−𝑻
      
 (13) 
 
87. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal 
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas 
finais inferiores ao valor de 34%, serão consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as 
alíquota de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero); 
 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as 
alíquotas de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na 
área de concessão sujeita ao benefício fiscal; 
 
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as 
alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%; 
 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
88. 
Para aplicação tarifária, considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela II.2 – WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de 
IRPJ e CSLL 
Taxa 
(rwacc-pré) 
WACC real antes dos impostosa 
Isento 
8,33% 
WACC real antes dos impostosb 
15,25% 
9,29% 
WACC real antes dos impostosc 
24% 
10,11% 
WACC real antes dos impostosd 
34% 
11,08% 
 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
89. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais - RCOE – é calculado conforme equação abaixo. 
 
𝑹𝑪𝑶𝑬 =
𝑷𝑹𝑴−𝑷𝑹𝑷
𝟏−𝒕
× 𝟎, 𝟓× 𝑷×
𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃       (14)
Custo de capital próprio  9,23%
Debêntures (r )
Deb
Custo de emissão (ce )
Deb
Impostos  6,73%
0,37%
34%
Custo de dívida real  7,10%
Custo Médio Ponderado  
WACC real antes de impostos*  11,08%
WACC real depois de impostos  7,32%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%  
  Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
WACC real antes dos impostosa  Isento  8,33%  
WACC real antes dos impostosb  15,25%  9,29%  
WACC real antes dos impostosc  24%  10,11%  
WACC real antes dos impostosd  34%  11,08%  

ág 35 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 35 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
onde: 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
PRM: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro; 
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+Br; 
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos; e 
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta. 
 
c. Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 
 
90. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
91. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de 
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a 
seguir: 
 
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹         
 
(15) 
 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
 
92. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as 
taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial 
do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de novembro 
de 2009. 
 
d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) 
 
93. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, 
refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, 
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
94. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados 
no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são 
determinados como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕     
 (16) 
 
onde:

ág 36 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 36 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos 
não elétricos (instalações móveis e imóveis); 
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝑃𝐶𝐴1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
𝐼𝑃𝐶𝐴0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
95. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é 
necessário segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
 
Tabela II.3 – Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos 
(% da BAR) 
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 
45% 
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 
12% 
Sistemas (BARI) 
43% 
 
96. 
Uma vez segregadas, as Anuidades são dadas por: 
 
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰      
  (17) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
97. 
As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com 
remuneração sobre 50% do investimento. 
 
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[
𝟏
𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝟐
]          (18) 
 
onde: 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos 
considerados para infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: 
Sistemas de informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de 
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade 
de Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: 
referente ao TUC “Veículos” / I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”. 
 
3. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à 
Melhoria da Qualidade 
 
31. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e ao Custo Anual dos 
Ativos – CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.
  Grupo de Ativos      (% da BAR)  

ág 37 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 37 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
a. Índice de Ajuste de Mercado (Pm) 
 
32. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, 
considera os ganhos potenciais de produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de 
referência), e o período em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze 
meses posteriores à revisão.  
 
33. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária 
periódica de cada concessionária, como ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da 
produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual e a revisão tarifária anterior. O 
cálculo do Pm utiliza a mesma fórmula do componente Pd do Fatox X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
b. Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade 
 
98. 
O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria 
contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor 
da Parcela B na revisão taifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade 
técnico e comercial da distribuidora. 
 
99. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma 
metodologia de cálculo do Componente Q do Fator X descrita no item 5 deste Anexo.  
 
4.  Outras Receitas (OR) 
 
100. 
Conforme Submódulo 2.7 A do PRORET, as outras receitas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de 
energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades acessórias”, 
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida 
por conta e risco das concessionárias. 
 
101. 
As atividades acessórias subdividem-se em 2 subgrupos:  
 
i) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade 
regulada, prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: 
arrecadação de convênios ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de 
faturas de terceiros por meio de estrutura própria de arrecadação; veiculação de 
propaganda ou publicidade em fatura de energia elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou 
cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; compartilhamento de infraestrutura; serviços 
de avaliação técnica e de aferição de medidores em laboratório próprio; e operacionalização 
de serviço de créditos tributários. 
 
ii) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como 
atividade não regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de 
distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por 
terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da

ág 38 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 38 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
concorrência. São elas: elaboração de projeto, construção, expansão, operação, 
manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à 
regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de 
múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos 
sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) instalações elétricas 
internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de entrada de 
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia 
elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e 
(9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica 
e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa 
e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de 
comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades acessórias 
previstas. 
 
102. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será 
de 60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins 
de estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos 
consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica. 
 
103. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias 
complementares também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: 
a) (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de 
iluminação pública, b) eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração 
qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de 
Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de comunicação de dados, os quais o 
percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
D. FATOR X 
 
104. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e 
despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo 
tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é 
corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste 
tarifário anual. 
 
105. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária 
periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível 
de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além 
de promover uma transição dos custos operacionais eficientes. 
 
106. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme 
a formulação a seguir:  
 
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻       
(19) 
 
onde:

ág 39 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 39 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
𝑄 = Qualidade do serviço; e 
𝑇 = Trajetória de custos operacionais. 
 
107. 
O componente T e Pd é definido “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária. 
O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual 
revisão tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
 
1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd 
 
108. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das 
distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da 
produtividade média do setor de distribuição, do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre o atual processo tarifária e o anterior, 
conforme equação a seguir: 
 
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪
̅̅̅̅̅̅)   (20) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre o processo tarifário 
em processamento e o processo tarifário anterior;;  
∆𝑀𝑊ℎ
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da 
concessionária i, entre o processo tarifário em processamento e o processo tarifário anterior; 
e 
∆𝑈𝐶
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.. 
 
2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T 
 
109. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição 
dos custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como 
o cálculo do Componente T, é descrita na seção III.4.1 deste anexo.  
 
3. Componente de Qualidade do Serviço – Q 
 
110. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade 
do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo 
com o comportamento de indicadores de qualidade. 
 
111. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, são considerados indicadores 
dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a 
variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 
 
112. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme 
equação abaixo:

ág 40 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 40 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+  𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥  (21) 
 
113. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, 
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 
16 a seguir10:  
 
Tabela II.4. Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
 
 
114. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para 
obtenção de cada parcela da qualidade. 
 
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico 
 
115. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica 
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigação legais e 
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET11. 
 
10 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo 
sabendo-se que a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade. 
11 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 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST

ág 41 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 41 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
116. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste ou 
revisão tarifária anual são:  
 
1. Neutralidade dos itens da Parcela A 
 
117. 
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”. 
 
118. 
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. 
 
119. 
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. 
 
120. 
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. 
 
121. 
A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
 
i) 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. 
 
ii) 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. 
 
122. 
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. 
 
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
 
123. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões 
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de 
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).

ág 42 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 42 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária 
anual são atualizados pela Selic12. 
 
➢ 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. 
 
3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.  
 
124. 
Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n° 
25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário 
do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o 
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado 
nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de 
juros SELIC verificada.  
 
 
4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia 
 
125. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET13, aprovado 
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia 
 
126. 
Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou 
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de 
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das 
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
12 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. 
13 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf

ág 43 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 43 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
6. Demais Componentes Financeiros 
 
127. 
Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do 
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário. 
 
  
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
128. 
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. 
 
129. 
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. 
 
130. 
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. 
 
131. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, 
a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta 
Bandeiras devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e 
do cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
132. 
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. 
 
133. 
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.

ág 44 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 44 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Anexo 1 – Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens 
da Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os 
eventos tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do 
PRORET14. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na 
apuração da CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para 
receber os dados das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo 
do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 8,26% e 
está detalhado no gráfico a seguir:  
 
14 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. 
Pela aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo 
Método 2, é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já 
pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.

ág 45 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 45 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,69% de redução no reajuste 
das tarifas. 
5. 
A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram 
significativos no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.  
ESS/EER 
6. 
Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR 
(Alívio Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes 
da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação 
onde PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir 
apresenta o detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA. 
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE

ág 46 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 46 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
7. 
Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados 
nos Gráficos I.2. I.3 e Tabela I.3. 
 
 
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
 
Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
-R$5
R$0
R$5
R$10
R$15
R$20
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
R$0
R$1
R$1
R$2
R$2
R$3
R$3
R$4
R$4
R$5
R$5
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura

ág 47 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 47 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
8. 
Ressalta-se que a apuração da receita de ESS considerou os efeitos do Despacho 
ANEEL n° 986/2020, o qual determinou o repasse às distribuidoras dos recursos financeiros 
disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos.  
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra 
de energia da distribuidora.  
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
 
 
10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela 
aplicação do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura 
tarifária concedida e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área 
em cinza representa o saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
524
199
190
207
205
213
209
211
206
204
219
210
158
200
200
200
214
218
218
218
218
218
218
218
218
218
 (40)
 (30)
 (20)
 (10)
 -
 10
 20
 30
0
100
200
300
400
500
600
jan-20
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura

ág 48 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 48 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
11. 
A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 
3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia 
apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
 
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE

ág 49 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 49 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de 
compra de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e 
a cobertura tarifária econômica concedida.  
 
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 6,20% pode ser segregado para 
cada tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação 
da receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-
D, Risco Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas 
Repactuadas, conforme custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão 
detalhados no gráfico a seguir a seguir.  
 
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de 
energia  
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura

ág 50 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 50 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
 
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de 
energia, segregado em Método 2 e 3 
 
 
Glosa de Energia 
 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga 
real inferior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
Tabela I.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória

ág 51 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 51 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
16. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foi calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os 
seguintes resultados: 
• O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/01/2020 e 01/01/2021, 
com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 25.301.938,73 a preços de 
abril/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 101.748 MWh, que representa 1,85% 
do Mercado Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido 
no Decreto nº 5.163/2004, não há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do 
mercado de curto prazo. 
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 
2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de 
carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Com a publicação do Despacho 
2.508/20, também foram calculadas as sobrecontratações involuntárias dos anos civis de 2016 
e 2017. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE 
totalizou R$ -1.127.428,74 e do cálculo das sobrecontratações de 2016 e 2017 de R$ -
34.798.806,54. 
17. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto 
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.

ág 52 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 52 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
18. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de 
Compra de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro 
no mercado de curto prazo15 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
Conta Bandeira 
19. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se 
observar as previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente 
financeiro. Também devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e 
 
15 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com 
base na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço 
e tarifa média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço 
Médio dos contratos (Pmix).  
0
100
200
300
400
500
600
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
-R$ 2,0
-R$ 4,8
R$ 6,0
R$ 11,7
R$ 7,5
R$ 8,8
R$ 5,5
-R$ 2,3
R$ 0,8
R$ 2,9
R$ 0,9
0
100
200
300
400
500
600
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
fev/20
mar/20
abr/20
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)

ág 53 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 53 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
“ESS” da Conta Bandeira, pois pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados 
positivos desses itens de custos são considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco 
hidrológico. Desta forma, a tabela a seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da 
previsão de risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta 
Bandeira 
 
 
20. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no 
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta 
Bandeira, o impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e 
Usinas Repactuadas foi de 1,00%.  
21. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já 
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e 
ESS/CONER, chegando a um percentual líquido de 3,54%16.  
 
 
 
16 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e 
Usinas Repactuadas.

ág 54 da Nota Técnica no 227/2020-SGT/ANEEL, de 19/11/2020. 
Pág 54 da Nota Técnica no 75/2021-SGT/ANEEL, de 20/04/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela I.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
22. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, 
de forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite 
de sobrecontratação involuntária para o período.