* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
48581.000611/2021-00 
Nota Técnica n° 069/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 20 de abril de 2021. 
 
 
Processo: 48500.0005012/2020-78 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à COELBA - Companhia de Eletricidade do 
Estado da Bahia e demais providências pertinentes ao 
seu Reajuste Tarifário Anual de 2021. 
 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da COELBA – 
Companhia de Eletricidade da Bahia, a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, calculado em 
conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas 
na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição 010/1997 e seus termos aditivos e de 
acordo com a metodologia de cálculo presente nas versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a 
qual é sintetizada no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A COELBA, sediada na cidade de Salvador/BA, atende aproximadamente 6,2 milhões 
de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um 
faturamento anual na ordem de R$ 8,6 bilhões. 
 
Tabela 1. Unidades Consumidoras e Consumo Mensal 
 
* Fonte: SAMP – competência fevereiro/2021. 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
5.488.272
         
645.880
           
35,8%
Industrial
13.651
               
463.775
           
25,7%
Comercial
405.864
            
258.124
           
14,3%
Rural
223.714
            
199.010
           
11,0%
Iluminação Pública
5.650
                 
86.425
             
4,8%
Poder Público
48.465
               
56.399
             
3,1%
Serviço Público
14.218
               
80.488
             
4,5%
Demais classes
574
                    
12.004
             
0,7%
Total 
6.200.408
         
1.802.105
        
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
3. 
Em 14 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da COELBA, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.675/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 5,00%. 
 
4. 
Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da 
pandemia de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.675/2020 só tiveram sua vigência 
a partir de 1º de julho de 2020, permanecendo entre 22 de abril e 30 de junho de 2020, as vigentes 
desde 22 de abril de 2019 (REH 2.533/2019), conforme estabelecido no artigo 13 da REH 
2.675/2020. 
 
5. 
Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até 
30 de junho de 2020, foi necessário no âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de 
componente financeiro específico, bem como processamento de ajuste de subsídios, em ambos os 
casos relativos ao período de 22 de abril a 30 de junho de 2020, conforme reportado nos tópicos 
III.F, III.G.4 e III.H desta Nota Técnica. 
6. 
Ainda relativamente ao processo de reajuste tarifário de 2020, por meio da Carta 
CG_GRC-057/20201, de 20 de abril de 2020, a empresa Contour Global, solicitou a retificação da 
tarifa de energia elétrica da Afluente para R$ 252,64/MWh.  O pedido foi prontamente acatado pela 
SGT, conforme retificação publicada no Diário Oficial da União (D.O.U), em 05 de maio de 2020, já 
constando esse valor no artigo 11 da REH 2.675, cujo acerto de contas com a COELBA será efetuado 
na CVA do reajuste tarifário anual no atual processo tarifário de 2021 em relação ao valor 
considerado na planilha Sparta do RTA de 2020, de R$ 247,45. 
7. 
Por meio da Carta CT 33/20202, de 30 de abril de 2020, a empresa Odoyá interpôs 
Pedido de Reconsideração em face da Resolução Homologatória nº 2.675/2020, alegando que 
Demais Instalações de Transmissão – DITs, localizadas na SE Juazeiro da Bahia III, de uso exclusivo da 
COELBA, já se encontravam integralmente em operação comercial.  
8. 
A Chesf interpôs Pedido de Reconsideração por meio da Carta CE SOR – 084/20203, 
de 04 de maio de 2020, solicitando recálculos nos encargos de conexão, e deliberação antes do 
prazo de 30 de junho de 2020 e, na impossibilidade de acatar os pleitos, a instauração de um 
processo específico. 
 
9. 
Por meio da Carta Coelba S/N4, de 04 de maio de 2020, a COELBA também interpôs 
pedido de reconsideração, solicitando que a ANEEL reveja os cálculos dos subsídios no que se refere 
à Carga-Fonte Incentivada, Irrigante/Aquicultor e Rural, de forma a restaurar os valores adequados 
relativos aos descontos concedidos e, dessa forma, preservar o equilíbrio econômico-financeiro do 
seu Contrato de Concessão. 
 
 
1 Documento SIC 48513.011624/2020-00. 
2 Documento SIC 48513.012267/2020-00. 
3 Documento SIC 48513.012385/2020-00. 
4 Documento SIC 48513.012428/2020-00.

Fls. 3 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
10. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução 
Normativa nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta 
destinada ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) 
reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida 
Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs sobre outras providências. 
 
11. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Regulação de Mercado – SRM5. 
 
12. 
Em 23/03/2021, a SGT recebeu a Carta SRE 003 da COELBA 6, com informações 
relativas ao pleito do reajuste tarifário de 2021, com análise da SGT sintetizada no Anexo III desta 
Nota Técnica. 
 
13. 
Em virtude da crise de saúde pública, a SGT não realizou reunião presencial com os 
representantes da COELBA, de modo que os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do 
reajuste tarifário anual e demais interações foram realizadas mediante comunicação eletrônica.  
 
14. 
O Memorando nº 44/2021-SRM/ANEEL7, de 23 de março de 2021, informou os 
respectivos montantes e preços de repasse dos contratos bilaterais de compra e venda de energia 
que a concessionária possui, inclusive os de geração distribuída decorrentes de desverticalização. 
 
15. 
Em 29 de março de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 74/2021-SFF/ANEEL8 com a 
Validação dos Pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras da COELBA. 
 
16. 
Na 8ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 16 de março de 2021, foram 
apreciados pela Diretoria da Aneel os pedidos de reconsideração acima citados interpostos contra 
a REH 2.672/2020, que homologou o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da distribuidora. Foi então 
deliberado, conforme publicação no DSP 678/2021: (ii) extinguir, por exaurimento de finalidade, o 
Pedido de Reconsideração interposto pela Contour Global; (iii) dar provimento parcial ao Pedido de 
Reconsideração interposto pela Chesf, para que se proceda com o devido rito processual de análise 
da responsabilidade da transmissora na pendência impeditiva de que trata o pedido; (iv) negar 
provimento ao Pedido de Reconsideração da Odoyá; e (v) dar provimento ao Pedido de 
Reconsideração da COELBA de recálculo dos ajustes dos Subsídios Rural e Irrigante/Aquicultor, 
devendo a diferença anual, no valor de R$ 7.588.388,43 (sete milhões, quinhentos e oitenta e oito 
mil, trezentos e oitenta e oito reais e quarenta e três centavos), ser devidamente atualizada e 
incorporada ao ajuste dos subsídios no processo tarifário da Coelba de 2021. 
 
17. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições 
 
5 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
6 Documento SIC nº 48513.007745/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48580.000175/2021-00. 
8 Documento SIC nº 48536.001195/2021-00.

Fls. 4 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram 
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais 
e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário 
que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor 
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor 
elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados nos 
tópicos III.F e III.G.4 referentes a Componentes Financeiros e respectiva análise. 
 
18. 
Em 12 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da COELBA 
versões finais das planilhas de cálculo9 relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a 
Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. Posteriormente, em 16 e 20 de abril 
deste ano, foram encaminhadas mensagens informando atualizações do cômputo desse reajuste 
tarifário 
 
19. 
Em 13/04/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF10, a COELBA encontra-se adimplente com suas 
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto 
no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
A. Metodologia Aplicada 
 
20. 
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 e atualizados os custos referentes à Parcela B, esta 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 
 
21. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da COELBA é de abril/2020 
a março/2021. 
 
C. Receita Anual 
 
22. 
No cálculo da Receita Anual (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
conforme demonstrado na tabela a seguir. 
 
9 Documento SIC nº 48581.000558/2021-00 
10 Documento SIC nº 48581.000559/2021-00

Fls. 5 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Tabela 2. Mercado no Período de Referência 
 
 
 
D. PARCELA A 
 
1. Encargos Setoriais (ES) 
 
23. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, 
possuem finalidades específicas, são definidos em legislação própria e têm seus valores 
estabelecidos pela ANEEL. Os encargos considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 3. Encargos Setoriais 
 
 
 
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) 
 
a. Valores considerados neste processo tarifário 
 
24. 
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. 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
15.776.622
        
7.889.692.716
  
A1   (230 kV ou mais)
8.463
                  
2.418.670
          
A2   (88 a 138 kV)
613
                     
1.141.120
          
A3   (69 kV)
310.038
             
93.501.688
        
A3a (30 kV  a 44 kV)     
1.024.893
          
391.950.802
     
A4   (2,3 kV a 25 kV)
2.598.400
          
1.199.630.706
  
BT  (menor que 2,3 kV)
11.834.215
        
6.201.049.730
  
Livres A1
317.738
             
14.810.234
        
Demais Livres
4.059.582
          
648.994.300
     
Distribuição
277
                     
148.999
             
Geração
-
                      
69.723.587
        
Total
20.154.220
        
8.623.369.836
  
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.200.985
        
17.066.710
       
Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
329.374.673
      
585.850.237
     
NT 238/2020 -  provisório
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
172.464.371
      
173.004.122
     
Desp 3.690/2020
PROINFA
134.690.637
      
174.027.223
     
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
85.645.163
        
90.946.327
       
  ReN nº 316/2008
Contribuição ONS
315.382
              
384.809
             
Contribuição 2020
Total de Encargos Tarifários
735.691.211
      
1.041.279.428
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 1 5.776.622 7.889.692.716
A1 (230 kV ou mais) 8 .463 2.418.670
A2 (88 a 138 kV) 6 13 1.141.120
A3 (69 kV) 3 10.038 9 3.501.688
A3a (30 kV a 44 kV) 1 .024.893 391.950.802
A4 (2,3 kV a 25 kV) 2 .598.400 1.199.630.706
BT (menor que 2,3 kV) 1 1.834.215 6.201.049.730
Livres A1 3 17.738 1 4.810.234
Demais Livres 4 .059.582 648.994.300
Distribuição 2 77 148.999
Geração - 6 9.723.587
Total 2 0.154.220 8.623.369.836
Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 13.200.985 17.066.710 Submódulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 3 29.374.673 585.850.237 NT 238/2020 - provisório
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 72.464.371 173.004.122 Desp 3.690/2020
PROINFA 1 34.690.637 174.027.223 ReH 2.815/2020
P&D e Eficiência Energética 85.645.163 90.946.327 ReN nº 316/2008
Contribuição ONS 3 15.382 384.809 Contribuição 2020
Total de Encargos Tarifários 7 35.691.211 1 .041.279.428

Fls. 6 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
25. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
 
 
b. Informações complementares. 
 
• Cobertura associada às Entradas de Linhas 69kV NARANDIBA DIST4 e DIST5 e recurso da 
Chesf ao processo tarifário 2020 da COELBA. 
 
26. 
Por meio da Carta CE SOR – 084/202011, de 4 de maio de 2020, a Chesf interpôs 
Pedido de Reconsideração em face da REH nº 2.675/2020, de 20 de abril de 2020, a qual aprovou o 
Reajuste Tarifário Anual de 2020 da COELBA, solicitando recálculos em encargos de conexão.  
 
27. 
A análise desse pedido de reconsideração foi realizada por meio da Nota Técnica nº 
236/2021-SGT/ANEEL12, de 12/02/2021, que detalha em seu item II.2 os fatos relacionados ao 
pedido da Chesf.  
 
28. 
No âmbito do processo tarifário de 2020 da COELBA, foram realizados ajustes no 
sentido de devolver à modicidade tarifária os custos repassados à tarifa do consumidor baiano, 
bem como foi processado ressarcimento da Chesf à COELBA no período em que perdurou a 
pendência impeditiva. Tais ajustes levaram em consideração a regra estabelecida nos Submódulos 
3.3 e 3.3A, que impede o repasse tarifário de custos que não estejam efetivamente à disposição 
do consumidor. 
 
29. 
Ocorreu também que, no último resultado da RAP, foi realizado levantamento de 
Parcela da Ajuste relacionada à glosa já processada no reajuste tarifário 2020 da COELBA. 
 
30. 
Da análise dos argumentos apresentados pela Chesf, ainda de acordo com o 
reportado na Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL acima citada, comprovou-se que aquele 
relacionado ao rito processual, de fato, é verdadeiro, razão pela qual os encargos questionados 
 
11 Documento SIC nº 48513.012267/2020-00 
12 Documento SIC nº 48581.000236/2021-00 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
538.258.458
       
826.360.641
     
Rede Básica Fronteira
109.709.408
       
170.886.159
     
Rede Básica ONS (A2)
963.576
               
1.025.663
          
Rede Básica Export. (A2)
1.887.473
            
2.010.280
          
Conexão
54.728.599
          
82.414.203
       
Uso do sistema de distribuição
7.006.347
            
7.676.360
          
Total dos Custos de Transporte
712.553.861
       
1.090.373.307
Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 5 38.258.458 8 26.360.641
Rede Básica Fronteira 1 09.709.408 1 70.886.159
Rede Básica ONS (A2) 9 63.576 1 .025.663
Rede Básica Export. (A2) 1 .887.473 2 .010.280
Conexão 5 4.728.599 8 2.414.203
Uso do sistema de distribuição 7 .006.347 7 .676.360
Total dos Custos de Transporte 7 12.553.861 1 .090.373.307

Fls. 7 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
foram objeto de reapreciação no presente processo tarifário de 2021 da COELBA, em função da 
decisão colegiada da ANEEL registrada no Despacho nº 678, de 23 de março de 2021. 
 
31. 
No que tange à manifestação da COELBA no processo 2021, a Carta SRE-006, de 23 
de março de 2021, conforme Anexo III – “B”, registra: 
 
“Em relação às ELs de Narandiba (módulos 20932 e 20933), referentes ao 
Contrato de Concessão 004/2009 nos termos do Leilão nº 006/2008, a 
COELBA entende que esses custos devem ter cobertura tarifária uma vez que 
os dois módulos já estavam aptos a operar, sem pendências por parte da SE 
NARANDIBA e sem pendências por parte da COELBA, dependendo somente 
do seccionamento da LT 69 kV Pituaçu - Matatu, de propriedade da CHESF, 
para a sua efetiva utilização.” 
 
32. 
Assim, verificados os argumentos apresentados e o regramento regulatório vigente, 
resta comprovada a necessidade de processamento de devolução dos valores recebidos 
indevidamente pela Chesf, enquanto terceiro responsável pela pendência impeditiva 
(seccionamento da LT 69 kV Pituaçu – Matatu) que não permitiu à COELBA conectar-se a duas 
Entradas de Linha na SE Narandiba. 
 
33. 
Todavia, os referidos ajustes foram processados em 2020, razão pela qual a 
presente instrução fundamenta-se, tão-somente, para cumprir com o correto rito administrativo 
de fundamentar a decisão tomada no processo anterior. A realização de novo ajuste em 2021 é 
desnecessária, para não impor à transmissora dupla adequação, o que a penalizaria além dos 
valores devidos. 
 
34. 
Cabe ainda salientar que a PA calculada na RAP relativa ao ciclo 2020/2021 da 
transmissão foi revertida, de modo a não penalizar duplamente a Chesf. A transmissora, em sua 
carta CE-SRR-018/2021, de 31 de março de 202113, não se pronunciou negativamente ao ajuste 
realizado em 2021, requerendo tão-somente que a dupla devolução verificada não ocorresse. 
 
35. 
Quanto à responsabilidade atual pelo pagamento dos referidos encargos, conforme 
Memorando nº 134/2019-SRT/ANEEL14, de 11/12/2019, a mesma recai sobre a COELBA. Abaixo, 
reiteramos a Tabela 1 do referido memorando. 
 
Tabela 1 do Memorando nº 134/2019-SRT/ANEEL –  
Responsabilidade de custeio referente a duas EL 69 kV da SE Narandiba. 
 
13 Documento SIC nº 48513.008747/2021-00 
14 Documento SIC nº 48552.001176/2019-00

Fls. 8 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
36. 
Dessa forma, os custos foram definidos para pagamento à transmissora Narandiba, 
sem cobertura tarifária para a distribuidora. Salienta-se que o atendimento ao pleito da COELBA 
para que fosse conferida cobertura para esses equipamentos, faria recair sobre seu consumidor 
custos não regulatoriamente devidos. 
 
• Pendências impeditivas atribuídas à COELBA quanto às SE POÇÕES II e POLO. 
37. 
Ainda, foram identificados pela equipe de RB e Conexão da SGT, informações 
relacionadas com pendências impeditivas de terceiros (PIT) atribuídas à COELBA, conforme abaixo: 
 
Subestação 
Fundamentos  
Polo 
Despacho nº 2.872/2019 
TLPONS/66/9/2018 
Poções II 
TLR-TONS/26/12/2019 
TLR-TONS/27/12/2019 (DITTLDONS/1/1/2020) 
TLR-TONS/28/12/2019 (DITTLDONS/57/6/2020) 
TLR-TONS/25/12/2019 (DITTLDONS/58/6/2020) 
 
38. 
Dessa forma, a questão central da existência das referidas pendências é a devolução 
à modicidade tarifária dos custos incorridos pelo consumidor enquanto perduraram os 
impedimentos. 
 
39. 
A COELBA, na Carta SER 006/2021, de 31/03/2021 15, manifestou-se sobre essa 
questão indicando que a energização das EL DIS 1 e 3 da SE POÇÕES II ocorreu em 18/11/2019 e que 
a energização da EL DIST 2 ocorreu em 12/3/2020. Quanto à SE POLO, a distribuidora informou que 
“todos os pontos estão com a situação regularizada e aprovada na CCEE”. 
 
40. 
Todavia, como a análise dos argumentos descritos seria da SFE e/ou SRT, a SGT sugere 
a postergação da análise de tais casos para o processo tarifário de 2022, após consideração dessas 
áreas, para apuração em tempo hábil dos valores a serem eventualmente convertidos à modicidade 
tarifária. 
 
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
41. 
Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia 
necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, 
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, 
além daquelas referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento e das unidades consumidoras sem equipamento de medição. A tabela abaixo 
apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da COELBA, 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 2.379/2018. 
 
15 Documento SIC nº 48513.008721/2021-00
  Subestação      Fundamentos  
Polo      Despacho nº 2.872/2019
TLPONS/66/9/2018    
Poções II      TLR-TONS/26/12/2019
TLR-TONS/27/12/2019 (DITTLDONS/1/1/2020)
TLR-TONS/28/12/2019 (DITTLDONS/57/6/2020)
TLR-TONS/25/12/2019 (DITTLDONS/58/6/2020)    

Fls. 9 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
42. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da COELBA 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 
 
43. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e às normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
44. 
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 7. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilaterais 
Preços e montantes 
Memo. nº 044/2021-SRM/ANEEL 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 (N/A) 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
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 
 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
6,78%
6,78%
REH 2.382/2018
Técnica (s/ merc. injetado)
11,07%
11,07%
REH 2.382/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,57%
2,56%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
11.834.215
        
11.834.215
        
SAMP
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
15.776.622
     
15.776.622
     
Fornecimento
15.776.622
     
15.776.622
     
Consumidores Livres
4.377.598
        
4.377.598
        
Consumidores Rede Básica
326.201
           
326.201
           
Perdas Totais
3.863.575
        
3.867.010
        
Perdas Rede Básica
492.903
           
490.507
           
Perdas na Distribuição
3.370.673
        
3.376.503
        
Perda Não Técnica
802.677
           
802.677
           
Perda Técnica
2.567.995
        
2.573.826
        
Energia Requerida
19.640.197
     
19.643.632
Perdas DRA DRP Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 6,78% 6,78% REH 2.382/2018
Técnica (s/ merc. injetado) 11,07% 11,07% REH 2.382/2018
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,57% 2,56% CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh) 1 1.834.215 1 1.834.215 SAMP

Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
Mercado Total 1 5.776.622 1 5.776.622
Fornecimento 15.776.622 15.776.622
Consumidores Livres 4 .377.598 4 .377.598
Consumidores Rede Básica 326.201 326.201
Perdas Totais 3 .863.575 3 .867.010
Perdas Rede Básica 492.903 490.507
Perdas na Distribuição 3 .370.673 3 .376.503
Perda Não Técnica 802.677 802.677
Perda Técnica 2 .567.995 2 .573.826
Energia Requerida 1 9.640.197 1 9.643.632
  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Bilaterais      Preços e montantes      Memo. nº 044/2021-SRM/ANEEL  
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020 (N/A)  
  Cota Angra I/Angra II      Receita Fixa e Tarifa de repasse      REH 2.821/2020  
  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  

Fls. 10 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
45. 
A Tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus 
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 8. Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas/Preços 
 
 
E. PARCELA B 
 
46. 
Basicamente, o cálculo da Parcela B é realizado 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 EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
47. 
Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a direitos ou obrigações relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a 
concessionária tem direito de repasse tarifário, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às concessionárias. A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros, 
com análise nesta Nota Técnica constante do tópico G.4: 
Contratos
Contratado
(MWh)
Considerado
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
Bilateral
2.172.480
          
1.961.419
          
326,47
   
640.340.546
        
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
13.587.266
        
12.267.233
        
219,41
   
2.691.521.288
    
Existente - CCEAR-DSP
338.668
             
305.766
             
196,11
   
59.965.131
          
Existente - CCEAR-QTD
687.243
             
620.476
             
172,82
   
107.230.318
        
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.024.370
          
4.536.241
          
296,28
       
1.344.000.391
    
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
3.271.519
          
2.953.683
          
210,91
   
622.955.467
        
Madeira e Belo Monte
4.265.466
          
3.851.066
          
144,73
   
557.369.980
        
Energia Base
5.954.071
          
5.414.980
          
120,80
   
654.123.153
        
Cota Angra I/Angra II
651.554
             
588.254
             
249,64
   
146.851.728
        
Cotas Lei n º 12783/2013
4.897.366
          
4.421.576
          
114,73
   
507.271.425
        
PROINFA
405.150
             
405.150
             
-
         
-
                         
Total
19.541.337
        
19.643.632
        
202,91
   
3.985.984.986
    
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B - DRA (R$)
3.461.813.984
  
TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M
31,10%
SGT/ANEEL
(3) Fator X
1,20%
(3.1) Componente Pd do Fator X
0,55%
REH 2.382/2018 
(3.2) Componente T do Fator X
-0,50%
REH 2.382/2018
(3.3) Componente Q do Fator X
0,27%
PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))]
4.496.925.221
Contratado Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
Bilateral 2.172.480 1.961.419 326,47 6 40.340.546  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 1 3.587.266 1 2.267.233 219,41 2.691.521.288  
Existente - CCEAR-DSP 338.668 305.766 196,11 59.965.131
Existente - CCEAR-QTD 687.243 620.476 172,82 1 07.230.318
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 5.024.370 4.536.241 2 96,28 1.344.000.391
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 3.271.519 2.953.683 210,91 6 22.955.467
Madeira e Belo Monte 4.265.466 3.851.066 144,73 5 57.369.980  
Energia Base 5.954.071 5.414.980 120,80 6 54.123.153  
Cota Angra I/Angra II 651.554 588.254 249,64 1 46.851.728
Cotas Lei n º 12783/2013 4.897.366 4.421.576 114,73 5 07.271.425
PROINFA 405.150 405.150 - -  
Total 1 9.541.337 1 9.643.632 202,91 3.985.984.986  
Descrição Valores Referência
(1) Parcela B - DRA (R$) 3.461.813.984 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 31,10% SGT/ANEEL
(3) Fator X 1,20%
(3.1) Componente Pd do Fator X 0,55% REH 2.382/2018
(3.2) Componente T do Fator X -0,50% REH 2.382/2018
(3.3) Componente Q do Fator X 0,27% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 4.496.925.221

Fls. 11 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Tabela 10. Componentes Financeiros 
 
 
G. ANÁLISE DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
1. Resultados 
 
48. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COELBA conduz a um efeito médio nas tarifas a 
ser percebido pelos consumidores de 8,98%.  Este efeito decorre: (i) do reajuste dos itens de custos 
de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no contrato de concessão, para a formação da 
Receita Requerida; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário 
para compensação nos 12 meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no processo tarifário anterior, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento. 
 
49. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com 
a variação entre os valores atuais e os estabelecidos neste processo tarifário, a contribuição de cada 
item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da 
concessionária.  
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
384.041.470
     
4,45%
CVA em processamento -Transporte
265.120.194
     
3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(4.649.420)
         
-0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
32.960.089
        
0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
41.160.446
        
0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia
51.907.563
        
0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.019.394
          
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
228.199.316
     
2,65%
Ajuste CUSD
506.406
             
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(386.815)
            
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
2.587.455
          
0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(238.547.646)
    
-2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(16.995.641)
      
-0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(41.969.360)
      
-0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.004.625)
      
-0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(258.232.450)
    
-2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(23.445.975)
      
-0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(68.921.739)
      
-0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação
(79.035.346)
      
-0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
72.042.396
        
0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 
(135.328.473)
    
-1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Ex
(248.133.680)
    
-2,88%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores 
(18.002.327)
      
-0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS
(78.564.994)
      
-0,91%
Diferimento 
(692.731.709)
    
-8,03%
Total
(843.405.468)
    
-9,78%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 384.041.470 4,45%
CVA em processamento -Transporte 265.120.194 3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 4.649.420) -0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 3 2.960.089 0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 4 1.160.446 0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia 5 1.907.563 0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.019.394 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 228.199.316 2,65%
Ajuste CUSD 506.406 0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC (386.815) 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 2.587.455 0,03%
Reversão do Risco Hidrológico (238.547.646) -2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia (16.995.641) -0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (41.969.360) -0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais (18.004.625) -0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (258.232.450) -2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A (23.445.975) -0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação (68.921.739) -0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação (79.035.346) -0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 7 2.042.396 0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 (135.328.473) -1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exc e d (e2n4t8e. 1d3e3 R.6ea8t0i)vosXX-X2X,8X8%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (R E N ( 1387.60 0e2 4.31247)) -0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS (78.564.994) -0,91%
Diferimento (692.731.709) -8,03%  
Total ( 843.405.468) -9,78%  

Fls. 12 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Tabela 11. Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
50. 
Do efeito médio deste processo tarifário, a variação dos custos de Parcela A 
contribuiu com 11,09%, enquanto a variação de custos da Parcela B foi responsável por 12,00%, 
conforme mostrado na tabela acima. 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.161.555.851
  
6.117.637.721
    
18,5%
11,09%
57,6%
Encargos Setoriais
735.691.211
     
1.041.279.428
    
41,5%
3,54%
9,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.200.985
        
17.066.710
          
29,3%
0,04%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
329.374.673
     
387.101.043
       
17,5%
0,67%
3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
98.854.879
          
0,0%
1,15%
0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
99.894.314
          
0,0%
1,16%
0,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
172.464.371
     
173.004.122
       
0,3%
0,01%
1,6%
PROINFA
134.690.637
     
174.027.223
       
29,2%
0,46%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
85.645.163
        
90.946.327
          
6,2%
0,06%
0,9%
ONS
315.382
             
384.809
               
22,0%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
712.553.861
     
1.090.373.307
    
53,0%
4,38%
10,3%
Rede Básica
538.258.458
     
826.360.641
       
53,5%
3,34%
7,8%
Rede Básica Fronteira
109.709.408
     
170.886.159
       
55,8%
0,71%
1,6%
Rede Básica ONS (A2)
963.576
             
1.025.663
            
6,4%
0,00%
0,0%
Rede Básica Export. (A2)
1.887.473
          
2.010.280
            
6,5%
0,00%
0,0%
Conexão
54.728.599
        
82.414.203
          
50,6%
0,32%
0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD
7.006.347
          
7.676.360
            
9,6%
0,01%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
3.713.310.779
  
3.985.984.986
    
7,3%
3,16%
37,6%
PARCELA B
3.461.813.984
  
4.496.925.221
    
29,9%
12,00%
42,4%
IRT
8.623.369.836
  
10.614.562.942
  
23,09%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
843.405.468
-       
-9,78%
CVA em processamento - Energia
384.041.470
       
4,45%
CVA em processamento -Transporte
265.120.194
       
3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(4.649.420)
           
-0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
32.960.089
          
0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
41.160.446
          
0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia
51.907.563
          
0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.019.394
            
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
228.199.316
       
2,65%
Ajuste CUSD
506.406
               
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(386.815)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
2.587.455
            
0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(238.547.646)
      
-2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(16.995.641)
        
-0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(41.969.360)
        
-0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.004.625)
        
-0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(258.232.450)
      
-2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(23.445.975)
        
-0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(68.921.739)
        
-0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação
(79.035.346)
        
-0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
72.042.396
          
0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 
(135.328.473)
      
-1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced
(248.133.680)
      
-2,88%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE
(18.002.327)
        
-0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS
(78.564.994)
        
-0,91%
Diferimento 
(692.731.709)
      
-8,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,33%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,98%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 5.161.555.851 6.117.637.721 18,5% 11,09% 57,6%  
Encargos Setoriais 735.691.211 1.041.279.428 41,5% 3,54% 9,8%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 3.200.985 1 7.066.710 29,3% 0,04% 0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 3 29.374.673 3 87.101.043 17,5% 0,67% 3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 9 8.854.879 0,0% 1,15% 0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 9 9.894.314 0,0% 1,16% 0,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 72.464.371 1 73.004.122 0,3% 0,01% 1,6%
PROINFA 1 34.690.637 1 74.027.223 29,2% 0,46% 1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 8 5.645.163 9 0.946.327 6,2% 0,06% 0,9%
ONS 3 15.382 3 84.809 22,0% 0,00% 0,0%  
Custos de Transmissão 7 12.553.861 1 .090.373.307 53,0% 4,38% 10,3%  
Rede Básica 5 38.258.458 8 26.360.641 53,5% 3,34% 7,8%
Rede Básica Fronteira 1 09.709.408 1 70.886.159 55,8% 0,71% 1,6%
Rede Básica ONS (A2) 9 63.576 1 .025.663 6,4% 0,00% 0,0%
Rede Básica Export. (A2) 1 .887.473 2 .010.280 6,5% 0,00% 0,0%
Conexão 5 4.728.599 8 2.414.203 50,6% 0,32% 0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD 7 .006.347 7 .676.360 9,6% 0,01% 0,1%  
Custos de Aquisição de Energia 3 .713.310.779 3 .985.984.986 7,3% 3,16% 37,6%  
PARCELA B 3.461.813.984 4.496.925.221 29,9% 12,00% 42,4%  
IRT 8.623.369.836 1 0.614.562.942 23,09% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 843.405.468 -9,78%  
CVA em processamento - Energia 384.041.470 4,45%
CVA em processamento -Transporte 2 65.120.194 3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 4.649.420) -0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 3 2.960.089 0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 4 1.160.446 0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia 5 1.907.563 0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .019.394 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 2 28.199.316 2,65%
Ajuste CUSD 5 06.406 0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 386.815) 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 2 .587.455 0,03%
Reversão do Risco Hidrológico ( 238.547.646) -2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 16.995.641) -0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 41.969.360) -0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 18.004.625) -0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 258.232.450) -2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 23.445.975) -0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 68.921.739) -0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação ( 79.035.346) -0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 7 2.042.396 0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 ( 135.328.473) -1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excede n t e( 2 d4e8 R.1e3a3ti.v6o8s0X)XXXX -2,88%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 3 7 6( 1 e8 4.01042).327) -0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS ( 78.564.994) -0,91%
Diferimento ( 692.731.709) -8,03%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,33%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,98%  

Fls. 13 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
51. 
O efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e modalidade 
tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos A (Alta 
Tensão) e B (Baixa Tensão) estão apresentados na tabela abaixo: 
 
Tabela 12. Efeito médio  
 
 
52. 
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, 
que tem impacto mais significativos nos consumidores de alta tensão; e  (ii) o aumento do encargo 
CDE USO16, em relação ao processo tarifário passado, este custo é recuperado por meio da tarifa de 
uso cobrada em R$/MWh, sendo que tal tarifa tem participação percentual mais elevada nos 
consumidores livres conectados em alta tensão.  
 
2. Análise Parcela A 
 
53. 
O total dos Encargos Setoriais variaram em 41,5% em relação ao processo tarifário 
anterior, correspondendo a um efeito médio de 3,54%. Destaca-se que está sendo considerado, 
neste processo tarifário, um valor provisório de orçamento da CDE – USO para a distribuidora, 
decorrente do cálculo preliminar das cotas anuais da CDE para o ano de 2021, objeto da CP 
072/2020, o que contribuiu para um efeito médio de 0,67%. 
 
54. 
Além disso, a partir dos processos tarifários de 2021, está ocorrendo a inclusão de 
um novo componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao 
pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, 
destinado a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 
2020. Com isso, os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na 
TE e na TUSD, são, respectivamente, de 1,15% e 1,16%. 
 
55. 
Os Custos de Transporte tiveram uma variação de 53,0%, correspondendo a um 
efeito de 4,38%. Sobre esse item, destaca-se as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de 
Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2020-2021, aprovadas por meio das Resoluções 
homologatórias nos 2.725 e 2.726/2020, respectivamente. 
 
56. 
A expressiva variação dos custos de Rede Básica e Conexão decorre: (i) das cassações 
das liminares associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do 
processamento de revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas 
devido à ausência de definição de metodologia empregada; e (iii) do aumento de custos referentes 
a novas instalações de transmissão.  
 
16 De que trata o art. 13 da Lei nº 10.438/2002. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
12,28%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
7,82%
Efeito Médio AT+BT
8,98%

Fls. 14 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
57. 
Os Custos de Compra de Energia tiveram uma variação de 7,3%, representando um 
efeito médio de 3,16% nas tarifas. Contribuiu especialmente para esse efeito os custos decorrentes 
dos contratos bilaterais (impacto de 1,37%), os quais são atualizados, em sua grande maioria, pelo 
IGP-M. 
 
58. 
A tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com 
compra de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
 
Tabela 13. Comparação da variação do custo de energia
 
 
 
Gráfico 1. Comparação da variação do custo de energia 
3. Análise Parcela B 
 
59. 
A atualização da Parcela B representou 12,00% na composição do efeito médio, 
refletindo a variação acumulada do IGP-M, de 31,10% no período de referência, descontada do 
Fator X de 1,20%. 
 
4. Análise dos Componentes Financeiros 
 
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
4.793.038
        
5.024.370
        
4,8%
285,07
     
296,28
     
3,9%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
3.261.564
        
3.271.519
        
0,3%
199,82
     
210,91
     
5,5%
Madeira e Belo Monte
4.265.466
        
4.265.466
        
0,0%
137,72
     
144,73
     
5,1%
Cota Angra I e Angra II
642.213
            
651.554
            
1,5%
269,75
     
249,64
     
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
5.068.835
        
4.897.366
        
-3,4%
107,64
     
114,73
     
6,6%
Bilateral
2.224.800
        
2.172.480
        
-2,4%
263,06
     
326,47
     
24,1%
Geração Própria
-
                     
-
                     
-
-
           
-
           
-
Proinfa
410.455
            
405.150
            
-1,3%
-
           
-
           
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(1.821.189)
   
(2.070.185)
   
13,7%
190,26
     
207,19
     
8,9%
TOTAL
19.640.197
  
19.643.632
  
0,0%
189,07
     
202,91
     
7,3%
3,16%
0,02%
-0,11%
0,81%
0,37%
0,31%
-0,13%
0,50%
1,37%
0,01%
Total
CCEAR
Existente
DSP
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
Bilateral
 Proinfa
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  
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
Bilateral
Geração Própria
Proinfa  4 .793.038 5 .024.370 4,8%
3 .261.564 3 .271.519 0,3%
4 .265.466 4 .265.466 0,0%
6 42.213 6 51.554 1,5%
5 .068.835 4 .897.366 -3,4%
2 .224.800 2 .172.480 -2,4%
- - -
4 10.455 4 05.150 -1,3%  285,07 296,28 3,9%
199,82 210,91 5,5%
137,72 144,73 5,1%
269,75 249,64 -7,5%
107,64 114,73 6,6%
263,06 326,47 24,1%
- - -
- - -  
Sobra (-) / Exposição (+)  (1.821.189) (2.070.185) 13,7%  190,26 207,19 8,9%  
TOTAL  19.640.197 19.643.632 0,0%  189,07 202,91 7,3%  
3,16%
1,37%
0,81%
0,50%
0,37% 0,31%
0,02% 0,01%
-0,11% -0,13%

Fls. 15 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
60. 
Em relação aos financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
esses contribuíram com o efeito de -9,78% no atual reajuste tarifário. Destaca-se a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 4,45%, especialmente impactada pelo risco hidrológico 
associado aos CCGF17 e às Usinas Repactuadas. 
 
61. 
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Transporte, com efeito de 3,07%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST 
efetivamente pagas, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020. 
 
62. 
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. Nesse relatório é demonstrado que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,57% de 
redução no reajuste das tarifas. 
 
63. 
Na tabela 10 estão registrados todos os componentes financeiros do atual processo 
tarifário, incluindo o montante de R$ 72.042.395,89, associado à postergação de aplicação das 
tarifas, ocorrida entre 22 de abril e 30 de junho de 2020, correspondente a impacto de 0,84% no 
reposicionamento tarifário do atual RTA. 
 
Mitigação dos efeitos tarifários 
64. 
Conforme reportado no início desta Nota Técnica, foram estudados e elaborados 
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de 
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade 
econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, juntamente com a 
reversão dos valores transferidos à COELBA no âmbito da CONTA COVID, foram incorporados a esse 
processo tarifário, contribuindo substancialmente para a redução tarifária e detalhados abaixo. 
 
Reversão dos valores da Conta COVID  
 
65. 
Refere-se à reversão dos valores transferidos para a COELBA de recursos da CONTA-
COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores recebidos pela COELBA da 
CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e 
§2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de -5,87%. Considerando a inclusão neste 
processo tarifário do encargo setorial referente à CONTA-COVID, correspondente a impacto de 
2,30%, resta o expressivo efeito de redução de 3,57% a ela devido. 
 
Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE  
66. 
A respeito do denominado componente financeiro associado às instalações de 
transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº 
 
17 Contratos de Cotas de Garantia Física, associados à energia produzida pelas usinas cotistas, abarcadas pela Lei 
nº12.783/2013, de 11 de janeiro de 2013.

Fls. 16 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU, de 18 de novembro de 202018, 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.” 
 
67. 
Considerando que durante os ciclos 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 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. 
 
68. 
Em razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente 
da pandemia de COVID-19, optou-se pela alternativa de “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. 
 
69. 
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, todas de 30 de junho de 2020, que 
homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida – RPR de 2018, conforme 
processos listados na Tabela 14. 
Tabela 14 – 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 
 
 
18 Documento SIC nº 48516.002928/2020-00
  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        

Fls. 17 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
70. 
Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para 
o ciclo 2021/2022 e do 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. 
 
71. 
Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e 
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, data a partir da qual serão efetivamente 
aplicadas. Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, 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. 
 
72. 
Dessa forma, foi calculado um componente financeiro negativo, no valor de 
R$135.328.472,68, equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho 
de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, por força do Contrato de 
Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse 
componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,57%. 
 
Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente 
de Reativos – UDER 
73. 
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. 
 
74. 
No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a 
pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, está sendo 
considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão 
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados 
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. 
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$248.133.679,71, 
que contribuiu com uma redução tarifária de 2,88%. 
 
75. 
Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que 
ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e 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.  
 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (ReNs nº 414/2010 e 376/2009)  
76. 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos 
à modicidade tarifária, associados às Resoluções Normativas nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de

Fls. 18 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, 
entre distribuidora e seus consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414º2010; (ii) após 60 
(sessenta) meses da data do faturamento, os créditos que não puderam ser restituídos ao 
consumidor devem ser revertidos para a modicidade tarifária, previsto no § 7º do Art. 88 da REN nº 
414/2010 e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de 
fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 
379/2009. 
 
77. 
Cabe reportar que a COELBA já havia se manifestado previamente em relação aos 
recursos referentes ao disposto no Art. 88 da REN 414/2010, quando apresentou informações e 
pleitos relativos a esse processo tarifário, na Carta SRE-006, de 23/03/2021 19. 
 
78. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular nº 
08/2021, a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 representa 
R$17.885.869,69, que atualizado corresponde a R$18.002.326,70, contribuindo para redução do 
efeito em 0,21%.  
 
79. 
Cumpre destacar que o valores informados pela concessionária passarão por 
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
 
Créditos de PIS/COFINS  
 
80. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência 
sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em 
Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais, 
autoriza o uso antecipado à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total 
de potencial crédito associado à respectiva ação judicial.  
 
81. 
Em 23/03/2021, a concessionária solicitou 20  a consideração da antecipação da 
reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do ICMS da base de cálculo do 
PIS/PASEP e da COFINS, como componente financeiro negativo extraordinário a ser compensado do 
montante total habilitado pela Receita Federal do Brasil.  
 
82. 
Posteriormente21, em 16 de abril esse valor foi atualizado, com ajuste final em 19 de 
abril22, sendo a proposta considerada por essa SGT. Neste sentido, os valores informados pela 
COELBA foram considerados no processo, sendo: (i) créditos dos valores já compensados pela 
distribuidora, da ordem de R$ 78.564.994, com impacto estimado de -0,91%;  e (II) diferimento 
 
19 Documento SIC nº 48513.007745/2021-00 
20 Carta SRE/Coelba/006/2021 (Documento SIC nº 48513.007745/2021-00) 
21 Carta ser/Coelba/008/2021 (Documento SIC nº 48513.010395/2021-00) 
22 Carta ser/Coelba/009/2021 (Documento SIC nº 48513.010514/2021-00)

Fls. 19 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
lastreado na expectativa de compensações futuras, no valor de R$ 692.731.709, com impacto 
estimado de -8,03%, conforme valores apresentados na Tabela 10. 
 
 
5. informações Complementares 
 
83. 
O gráfico a seguir demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na 
composição da nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
Gráfico 2. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
84. 
Já o gráfico abaixo ilustra a participação de cada segmento na composição da receita 
da distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela 
própria empresa, de 21,3% para o ICMS e 5,7% para o PIS e COFINS (total de 27,0% por dentro), o 
que equivale a uma majoração de 37,0% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os 
referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
85. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico seguinte a evolução da tarifa B1-
Residencial da COELBA no período de 2012 a 2021 (53,4%) comparada com a variação do IGP-M 
(112,5%) e IPCA (64,7%) no mesmo período. 
Custo de 
Distribuição
42,4%
Custo de 
Energia
37,6%
Custo de 
Transmissão
10,3%
Encargos 
Setoriais
9,8%
Custo de 
Distribuição
30,9%
Custo de 
Energia
27,4%
Custo de 
Transmissão
7,5%
Encargos 
Setoriais
7,2%
ICMS
21,3%
PIS/COFINS
5,7%
Tributos
27,0%

Fls. 20 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Gráfico 4. Evolução da tarifa residencial B1 (2011-2021)  
 
H. Subvenção CDE - Descontos Tarifários  
 
86. 
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 realizados 
no período de abril/2020 a março/2021 e leva em consideração o provimento de diferenças devidas 
à postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 22 de abril a 30 de junho de 2020.  
 
Tabela 15. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
87. 
No montante apurado de ajuste está incluído o valor aprovado por meio do Despacho 
nº 678/2021, que concedeu provimento parcial a recurso administrativo da distribuidora em face 
da REH 2.672/2020:  
 
(v) dar provimento ao Pedido de Reconsideração da Coelba de recálculo dos ajustes dos Subsídios Rural 
e Irrigante/Aquicultor, devendo a diferença anual, no valor de R$ 7.588.388,43 (sete milhões, 
quinhentos e oitenta e oito mil, trezentos e oitenta e oito reais e quarenta e três centavos), ser 
devidamente atualizada e incorporada ao ajuste dos subsídios no processo tarifário da Coelba de 2021. 
 
404,01 
327,40 
293,27 
336,34 
351,95 
388,36 
430,38 
442,51 
425,15 
519,37 
552,13 
576,51 
619,58 
Reajuste
2012
RTE 2013 Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE 2015 Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
RTE 2017 Revisão
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
5.401.854
        
21.266.999
     
26.668.853
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
743.916
           
2.859.990
        
3.603.906
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(778.739)
          
1.637.711
        
858.972
           
Subsídio Rural
(1.217.942)
      
5.221.206
        
4.003.264
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
2.460.897
        
18.706.838
     
21.167.735
     
Total
6.609.987
        
49.692.742
     
56.302.729
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 5 .401.854 2 1.266.999 2 6.668.853
Subsídio Geração Fonte Incentivada 7 43.916 2 .859.990 3 .603.906
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 778.739) 1 .637.711 8 58.972
Subsídio Rural ( 1.217.942) 5 .221.206 4 .003.264
Subsídio Irrigante/Aquicultor 2 .460.897 1 8.706.838 2 1.167.735  
Total 6 .609.987 4 9.692.742 5 6.302.729  

Fls. 21 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
88. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do 
Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a 
redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão nº 010/1997. 
 
V. DA CONCLUSÃO 
 
89. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 010/1997-ANEEL, no 
que consta do Processo nº 48500.0005012/2020-78 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da COELBA, correspondendo a um 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,98% sendo de 12,28% em 
média para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 7,82% em média 
para aqueles conectados em Baixa Tensão (BT); 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da COELBA; 
 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização 
de Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da 
estrutura tarifária.

Fls. 22 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
VI. DA RECOMENDAÇÃO 
 
90. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do 
Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
RICARDO MARTINS 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
RAQUEL GONÇALVES CARVALHO 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
(Assinado digitalmente) 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
De acordo: 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
(*) Relação dos técnicos da SGT que participaram deste processo tarifário consta de tabela na página seguinte.

Fls. 23 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
Equipe 
Atividade 
Otávio Henrique Galeazzi Franco 
Coordenador - Processos Tarifários 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Ricardo Martins  
Técnico Responsável 
Cecília Magalhães Francisco 
 
Marcelo Hlebetz de Sousa 
 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Diego Luís Brancher 
Coordenador Adjunto - Estrutura Tarifária e Mercado 
Geovane Anselmo Silveira Caputo 
Estrutura Tarifária 
Aline Oliveira Moura 
Suporte - Sistemas 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização  
Fabiano Costa Camilo 
CCEARs 
Raquel Gonçalves Carvalho 
CVA 
Vinícius Menezes Rodovalho 
Descontratações - REN 711/2016 
Wendell Cassemiro da Silva 
Encargos de Transmissão 
 
 
 
 
 
RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA 
 
ANEXO I – Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição 
 
ANEXO II - Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP  
 
ANEXO III – Análise de Proposta da Concessionária
  Equipe      Atividade  
  Otávio Henrique Galeazzi Franco      Coordenador - Processos Tarifários  
Francisco de Mattos Faé
Ricardo Martins
Cecília Magalhães Francisco
Marcelo Hlebetz de Sousa      Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável    
Robson Kuhn Yatsu
Diego Luís Brancher
Geovane Anselmo Silveira Caputo      Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Coordenador Adjunto - Estrutura Tarifária e Mercado
Estrutura Tarifária    
Aline Oliveira Moura      Suporte - Sistemas    
Felipe Augusto Cardoso Moraes
Fabiano Costa Camilo
Raquel Gonçalves Carvalho
Vinícius Menezes Rodovalho      Coordenador – Encargos e Comercialização
CCEARs
CVA
Descontratações - REN 711/2016    
Wendell Cassemiro da Silva      Encargos de Transmissão    

Fls. 24 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
ANEXO I 
METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão 
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) 
ou nº 89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à 
prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita 
nos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)23, os quais têm caráter normativo e consolidam 
a regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na 
legislação setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com 
as características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1  
Procedimentos Gerais 
1.4 
28/03/2016 
3.2  
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
26/01/2018 
3.3  
Custos de Transmissão 
1.0 
17/03/2014 
3.4  
Encargos Setoriais 
1.0 
17/03/2014 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2  
CVA 
1.0 
28/03/2016 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4  
Demais Componentes Financeiros 
1.5 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Energia de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
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 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
23 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1      Procedimentos Gerais      1.4      28/03/2016    
3.2      Custos de Aquisição de Energia      1.1      26/01/2018    
3.3      Custos de Transmissão      1.0      17/03/2014    
3.4      Encargos Setoriais      1.0      17/03/2014    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2      CVA      1.0      28/03/2016    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4      Demais Componentes Financeiros      1.5      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Energia de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
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    
6.7      Centrais de Geração Angra 1 e 2      3.0      26/12/2018    
6.8      Bandeiras Tarifárias      1.9      01/06/2020    
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações                    
10.2      Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias      1.2      23/03/2015    

Fls. 25 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e 
remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de 
preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta 
da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as 
tarifas econômicas homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, 
nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade. 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes 
itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das 
Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de 
capital eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia 
elétrica. 
 
8. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
9. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do 
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula 
Sétima do Contrato de Concessão: 
 
 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze 
meses anteriores ao reajuste em processamento; 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT

+
=
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0
Referência


Fls. 26 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia 
comprada em função do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado 
de Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior”, e o “Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior” e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou 
do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do 
mês anterior à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, 
a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
A. Definição do Período de Referência 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, 
entre o mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
B. Cômputo da Receita Anual 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os 
dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para 
Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
12. 
 
 
C. Cômputo da Parcela A 
 
13. 
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. 
 
14. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
1. Encargos Setoriais

Fls. 27 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
15. 
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 
 
16. 
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;  
 
17. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo 
tarifário incorpora os seguintes valores: 
 
i) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores 
finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário 
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, 
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
ii) quota anual da CDE – Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350, 
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
de energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e 
administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, tem como objetivo

Fls. 28 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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  
 
18. 
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.  
 
19. 
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. 
 
20. 
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 
 
21. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, 
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços 
do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente 
da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e 
sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência 
estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a 
operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de 
corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os custos decorrentes da contratação 
da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento 
de energia elétrica ao SIN. 
 
 
f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE) 
 
22. 
 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

Fls. 29 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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 
 
23. 
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.  
 
24. 
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  
 
25. 
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. 
 
26. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes 
de Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, 
disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, valoradas 
pelas tarifas vigentes homologadas em junho de cada ano. 
 
 
b. Custo de Conexão 
 
27. 
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.

Fls. 30 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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28. 
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. 
 
29. 
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. 
 
30. 
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  
 
31. 
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 
 
32. 
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. 
 
 
3. 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. 
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

Fls. 31 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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”.  
 
35. 
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. 
 
36. 
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, conforme Decreto n° 7.246, de 
28/07/2010;  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.  
 
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 nº 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 no Submódulo 12.6 do PRORET; 
 
v) Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras 
Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para 
o cálculo dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12.6 do PRORET;  
 
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

Fls. 32 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
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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 700 GWh/ano e 
aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº 
9.074, de 7/7/1995, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004; 
 
ix) Suprimento: 
refere-se 
à 
energia 
comercializada 
entre 
distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária 
(supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é 
estabelecida pela ANEEL; 
 
x) Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se 
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras 
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto. 
 
a. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
37. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas 
dos consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na 
distribuição e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A 
energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o 
atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
38. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não 
técnicas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas 
representam o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos 
processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não 
técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas 
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, 
erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição, dentre outros. 
 
39. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de 
distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas 
Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica24.  
 
 
24 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução 
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada 
acessante da referida instalação.

Fls. 33 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005012/2020-78 
40. 
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. Valoração da Compra de Energia 
 
41. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 
15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
42. 
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. 
 
43. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits25 considerando o período de 
referência em questão.  
 
44. 
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.  
 
45. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos 
de compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.  
 
D. Cômputo da Parcela B 
 
46. 
O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que 
estabelece que o Valor da Parcela “B”, VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de 
Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma: 
 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
 
onde: 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado 
de Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
 
25 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.

Fls. 34 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
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VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência 
Anterior” e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
47. 
Já o valor da Parcela “B” (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é 
calculado da seguinte forma: 
 
VPB1 = VPB0 x (IGPM – X) 
 
onde: 
 
IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, 
ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o 
do mês anterior à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice 
sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser adotado; e 
 
X – Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
48. 
O Fator X26 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme 
consta na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o 
equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir 
essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
 
 
onde: 
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
49. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das 
unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das 
distribuidoras 
 
50. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2 – Custos Operacionais do PRORET. 
 
51. 
Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da 
qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o 
comportamento de indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados 
indicadores dos serviços técnicos e comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes 
indicadores e o atendimento aos padrões estabelecidos pela ANEEL. 
 
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico 
 
 
26 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator

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Processo nº 48500.005012/2020-78 
52. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica 
e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 
meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e 
regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-
se nos Submódulos 4.1, 4.2, 4.3 e 4.4 do PRORET27. 
 
53. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste 
tarifário anual são:  
 
1. Neutralidade dos Encargos Setoriais 
 
54. 
Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima 
do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais 
apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os 
respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC. 
 
2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
 
55. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões 
da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de 
Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).  
 
➢ Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária 
anual são atualizados pela Selic28. 
 
➢ 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.  
 
 
27 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 
 
28 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.

Fls. 36 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
➢ 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.  
 
56. 
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 
 
57. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET29, aprovado 
pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia 
 
58. 
Conforme 32ª reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 
29/08/2017, e no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou 
à SGT/ANEEL a realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de 
Energia referentes às competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das 
recontabilizações de carga realizadas pela CCEE.  
 
6. Demais Componentes Financeiros 
59. 
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  
 
60. 
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. 
 
61. 
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. 
 
29 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf

Fls. 37 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
62. 
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. 
 
63. 
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  
 
64. 
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. 
 
65. 
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.

Fls. 38 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
ANEXO II 
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 
PRORET30. No reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela II.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 2,65%. 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 7,47% e 
está detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
30 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.

Fls. 39 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Gráfico II.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,57% 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.

Fls. 40 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
Tabela II.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
 
 
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 II.2. II.3 e Tabela II.3. 
 
 
Gráfico II.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$10
R$0
R$10
R$20
R$30
R$40
R$50
R$60
R$70
R$80
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
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura

Fls. 41 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Gráfico II.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela II.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
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. Desta forma, foi considerado o valor 
de R$ -93.145.970,90, o que representou uma redução no impacto da CVA de 1,07%. 
 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de 
compra de energia da distribuidora. 
 
 
 
 
  
R$0
R$2
R$4
R$6
R$8
R$10
R$12
R$14
R$16
R$18
R$20
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura

Fls. 42 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
Tabela II.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 II.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
11. 
A Tabela II.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do 
Método 3, cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela II.6 apresenta os deltas, dos itens da 
Energia apurados pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
27
165
155
163
165
170
172
170
167
178
189
189
187
176
176
176
180
189
189
189
189
189
189
189
189
189
 (350)
 (300)
 (250)
 (200)
 (150)
 (100)
 (50)
 -
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
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
                                                                          
    165            163      165                        167                            
          155                                                                
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          
                                                                          

Fls. 43 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Tabela II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
 
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.

Fls. 44 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Gráfico II.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 4,45% 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 II.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de 
energia  
 
0
50
100
150
200
250
300
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura

Fls. 45 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
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 II.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de 
energia, segregado em Método 2 e 3 
 
 
15. 
Assim, do efeito da CVA Energia de 4,45%, destaca-se 2,94% de efeito de Risco 
Hidrológico e CCEAR-D. 
 
Glosa de Energia 
 
16. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma 
carga real superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.

Fls. 46 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
Tabela II.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
17. 
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 das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 
01/02/2020 e 01/01/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 
51.647.250,33 a preços de abril/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 1.324.089,65 MWh, que representa 6,79% 
do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como 
sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela ANEEL. A 
diferença entre o valor recalculado com o montante de exposições/sobrecontratações involuntárias a 
ser publicado e o valor considerado neste processo tarifário deverá ser considerada no processo 
tarifário de 2022. 
• Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação do ano civil 
de 2019 e 2020. 
• O Despacho nº 2.508/2020 homologou os valores da exposição e sobrecontratação involuntária para 
os anos de 2016 e 2017. Desta forma, os limites de repasse puderam ser aplicados, não resultando 
em ajustes para a COELBA. 
• 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

Fls. 47 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das 
recontabilizações da CCEE totalizou R$ 281.848,93. 
• Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das recontabilizações, é de R$ 
51.907.562,91, já atualizado para preços de abril/2021, com impacto de 0,60% no reajuste das tarifas. 
 
 
18. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de 
Curto Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
 
Gráfico II.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
19. 
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 prazo 31 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da 
distribuidora, descrita no gráfico anterior.  
 
31 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
500
1.000
1.500
2.000
2.500
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)

Fls. 48 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
 
Gráfico II.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
Conta Bandeira 
20. 
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 “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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
R$ 0,5
R$ 18,9
R$ 25,5
R$ 27,6
R$ 21,5
R$ 15,9
R$ 13,4
R$ 11,1
R$ 0,1
-R$ 4,9
R$ 6,0
-R$ 5,1
0
50
100
150
200
250
300
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
fev/20
mar/20
abr/20
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
                                        
                                        
                                        
                                        
                                        
                                        
    R  $ 25  R
,5  $ 27  ,6
R  $ 21  ,5                        
                                        
                                        
R  $ 18  ,9            R  $ 15  ,9
R  $ 13  ,4
R  $ 11  ,1            
                                        
R$ 0,5                            R      $ 6,  0    
R$ 0,1
-R                              $ 4,  9 -R      $ 5,  1
                                        

Fls. 49 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
Tabela II.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 
 
 
21. 
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 1,80%.  
22. 
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 3,31%32.  
 
 
 
 
 
 
32 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.

Fls. 50 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
Tabela II.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
23. 
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. Para o período de fevereiro de 2020 a 
janeiro de 2021, o nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 6,54 %.

Fls. 51 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
ANEXO III – ANÁLISE DE PROPOSTA DA CONCESSIONÁRIA 
 
(A) Proposta da COELBA 
 
Em 23 de março de 2021 a distribuidora protocolou, por meio da Carta SER-006/ 
COELBA/2021 uma proposta de reajuste anual de suas tarifas (Ref. SIC nº 48513.007745/2021-00).          
 
2. 
Em linhas gerais os pleitos guardam compatibilidade com os procedimentos previstos 
nos Submódulos do PRORET correlacionados ao cálculo de processos de reajuste tarifário das 
concessionárias, cujo cômputo foi apresentado no texto da Nota Técnica, segundo metodologia 
reportada no seu Anexo I, ensejando apenas os destaques ou comentários adicionais constantes 
deste anexo. 
 
(B) Encargo de Conexão 
 
3. 
Registro do Pleito formulado: 
 
“Em relação às ELs de Narandiba (módulos 20932 e 20933), referentes ao Contrato 
de Concessão 004/2009 nos termos do Leilão nº 006/2008, a COELBA entende que 
esses custos devem ter cobertura tarifária uma vez que os dois módulos já estavam 
aptos a operar, sem pendências por parte da SE NARANDIBA e sem pendências por 
parte da COELBA, dependendo somente do seccionamento da LT 69 kV Pituaçu - 
Matatu, de propriedade da CHESF, para a sua efetiva utilização. Adicionalmente, 
entende-se que a determinação da ANEEL em dar provimento parcial ao Pedido de 
Reconsideração interposto pela CHESF, conforme Despacho 678/2021 (Processo: 
48500.006215/2020-81), a fim de determinar que se proceda com o devido rito 
processual de análise da responsabilidade da CHESF na pendência impeditiva da 
conexão entre a COELBA e a SE Narandiba não deve ter impacto no processo tarifário 
da COELBA até que a análise de mérito seja concluída.” 
 
4. 
Considerações da SGT sobre esse pleito estão registradas no item III.E.2.b desta Nota 
Técnica. 
 
(C) Rede Básica 
 
5. 
Registro do Pleito formulado:  
 
“Solicitamos a consideração dos aditivos nos 46, 47, 48 e 50, relativos ao CUST nº 
097/2002, em anexo, no cálculo do reajuste 2021, conforme proposta.  
Para o cálculo das tarifas a serem aplicadas em DRP, foram levadas em consideração 
as tarifas vigentes, estabelecidas pela REH 2.726/2020.”

Fls. 52 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
6. 
Após análise e levantamento dos dados, a SGT salienta que já havia considerado os 
aditivos citados pela COELBA em sua formulação preliminar, encaminhada por meio do Ofício nº 
99/2021-SGT, de 11 de março de 2021 (48581.000403/2021-00). Contudo, é necessário citar que os 
MUST aplicáveis aos meses de janeiro a março de 2021 consideraram as descrições do Termo 
Aditivo 51, uma vez que este já se encontrava vigente quando do levantamento preliminar. 
 
7. 
Durante o fluxo de informações trocados dentro do processo, foi avaliada ainda a 
duplicidade de Encargos com a transmissora Afluente T, fato este que foi apurado e corrigido na 
versão final dos custos.  
 
 
(D) Financeiro da TUSD – Mini e Micro geração 
 
8. 
Registro do Pleito formulado: 
 
“Considerando que as regras previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 482/12 
(alterada pela REN 687/15), que trata do sistema de compensação de créditos da mini 
e micro geração, não contemplam a obrigação de pagamento da TUSD por parte 
desses clientes, tendo em vista o efetivo uso da rede e, assim, a necessidade de 
recompor a receita da TUSD da concessionária, considerando o mercado realizado do 
último período, estamos solicitando financeiro no valor de R$ 42.674.282, relativo ao 
subsídio concedido o qual não está coberto pela CDE prevista no Decreto nº 7891/13. 
Vale destacar que em nov/20, o TCU publicou o Acórdão nº 3063/2020, com o 
entendimento de que a revisão das regras do segmento no âmbito da CP 25/19 era 
válida. Apontou, no entanto, que o sistema de compensação de energia elétrica "não 
remunera adequadamente o uso do sistema de distribuição, transferindo custos para 
os usuários que optaram por não instalar a geração própria", da forma como está 
estruturado. E que estaria em desacordo com o artigo 13 da Lei 8.987/1995, por 
instituir diferenciação tarifária, sem lei que a autorize, entre os consumidores com e 
sem a mini e micro GD. Assim, embora que não esteja compondo índices da proposta 
de reajuste citados acima e na tabela resumo anexa, apresentamos valores apurados 
para providências pela ANEEL da regularização desse déficit que vêm se formando já 
há vários anos e notadamente com crescimento anual relevante.” 
 
9. 
A SGT esclarece esse assunto está sendo tratado em outro processo, o qual 
contempla especificamente o aprimoramento da Resolução Normativa nº 482/2012-SRD/ANEEL, 
sendo objeto da atividade 1 da Agenda Regulatória da ANEEL para o período 2011-2022 (processo 
48500.004924/2010-51).  
 
10. 
No momento não há definição no Proret 4.4 para apuração correspondente à 
compensação para mini e micro geração citada no pleito da concessionária.

Fls. 53 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
11. 
Não cabe à SGT, no âmbito do processo tarifário ordinário, afastar a aplicação de 
regras vigentes ou tomar decisões a respeito de assuntos que não são de sua competência exclusiva. 
Sendo assim, o pleito em questão não foi acatado pela SGT.  
 
(E) CDE - Subsídios Tarifários 
 
12. 
Registro do Pleito formulado: 
 
“Em relação aos subsídios tarifários, homologados para recebimento pela CDE, 
através da REH 2533/19 a partir de abr/20 e pela REH 2675/20 a partir de jul/20, 
estamos apresentando solicitação de ajustes, pois, os valores apurados de descontos 
concedidos foram superiores aqueles estimados. Ressaltamos que, houve diferimento 
do Reajuste 2021, conforme previsto no art. 13 REH 2675/20, postergando o início de 
vigência para 01/07/2020, o que manteve valores da CDE Subsídios prevista no 
Reajuste 2020 para os meses de abr/20 a jun/20, conforme §3º do referido artigo, 
bem como afetou os descontos concedidos em função das tarifas aplicadas. Assim, 
para os meses de abr/20 a jun/20, é preciso efetuar a apuração do desconto 
concedido, considerando ainda valores das tarifas da REH 2533/19, bem como a 
parcela de previsão anterior da CDE Subsídios. Foi apurado um desvio anual 
atualizado de R$ 72.955.061, entre os descontos concedidos e previstos. 
Além disso, conforme Despacho 678/2021 (Processo: 48500.006215/2020-81), houve 
provimento ao pedido de reconsideração interposto pela COELBA em face ao Reajuste 
2020, quanto aos valores apurados dos descontos concedidos, tendo sido reconhecido 
um valor de R$ 7.588.388, que atualizado pelo IGPM resulta em R$ 9.876.800, que 
ser somados aos desvios deste processo para reconhecimento nos próximos 12 meses 
por meio da CDE Subsídios. Assim, o valor do ajuste previsto a ser homologado para 
os próximos 12 meses, considerando os itens acima, resulta numa parcela mensal de 
R$ 6.902.655. Como previsão para os próximos 12 meses, foi apurado valor de R$ 
55.926.489. Dessa forma, solicita-se a previsão da CDE Subsídios para os próximos 12 
meses no valor de R$ 62.829.144.” 
 
13. 
O pleito foi acatado pela SGT, com cômputo de valores disponibilizado na planilha 
Sparta correspondente a esse processo tarifário, restando os valores de ajuste de subsídios 
conforme texto da Nota Técnica, tópico III.I e Tabela 14. 
 
 
(F) Reversão de Créditos do Consumidor para modicidade – REN 414/2010 
 
14. 
Registro do Pleito formulado:

Fls. 54 Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, de 20 de abril de 2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005012/2020-78 
“Em função do previsto nos § 6º e 7ª do art. 88 da REN 414/2010 (alterada pela REN 
714/2016), que estabelecem que eventuais créditos existentes que os consumidores 
tenham direito e não tenham sido compensados pelo faturamento e por outros meios, 
após transcorridos 60 meses, devem ser revertidos para a modicidade tarifária, a 
COELBA fez levantamento e identificou os valores abaixo devidamente atualizados 
até dez/20 pelo IGPM. 
A partir de jan/21, tais valores foram transferidos para conta de passivo tarifário e 
passaram a ter atualização pela SELIC, resultado num valor atualizado até D-30 
(23/03/21) de R$ -17.020.871. 
 Dessa forma, embora não tenha sido localizado procedimento previsto no PRORET 
para o tratamento desse tema previsto na REN 414/2020, a COELBA solicita que seja 
considerado o valor passivo atualizado de R$ -17.020.871, como item financeiro de 
reversão para a modicidade tarifária.” 
 
15. 
O pleito foi acatado pela SGT. 
 
(G) Créditos de PIS/COFINS sobre ICMS e Diferimento do Reajuste 2021 
 
16. 
Registro de síntese do Pleito formulado: 
 
“Considerando que os efeitos da Pandemia pelo COVID-19 continuam afetando a 
renda e o emprego no Estado da Bahia e a similaridade com o processo tarifário da 
CELPE, também a ser concluído em abril de 2021, sendo igualmente distribuidora do 
Grupo Neoenergia, e que recebeu solicitação da ANEEL para diferimento com vistas a 
atenuar o impacto sobre os consumidores; a Coelba vem preliminarmente propor os 
seguintes tratamentos especiais no presente processo de reajuste tarifário: 
1. Item financeiro extraordinário com vistas à modicidade tarifária, a partir de 
créditos de PIS/COFINS sobre ICMS já compensados pela distribuidora nos meses de 
competência de jan/21 e fev/21, no total valor original de R$ 78.497.290,95, valores 
atualizados em D-30 de R$ 78.564.993,73; e 
2.Diferimento da aplicação do equivalente a receita de R$ 520.000.000,00, na forma 
de componente financeiro passivo, a ser compensado no processo tarifário 
subsequente a ser realizado em 22 de abril de 2022. 
 
17. 
Pleito submetido à relatoria desse processo e considerado pela SGT no cômputo do 
RTA, com as atualizações de valores constantes de mensagem da concessionária em 16/04/2021, 
passando o diferimento para o montante de R$ 613.931.709,00.  
 
_________________________