* 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 
 
48581.000345/2021-00 
Nota Técnica n° 31/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 04 de março de 2021. 
 
 
 
Processo: 48500.005037/2020-71 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à LIGHT - Light Serviços de Eletricidade S/A. 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 LIGHT - Light 
Serviços de Eletricidade S/A.1, a vigorar a partir de 15 de março de 2021, calculado em conformidade com 
as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sexta do 
Contrato de Concessão de Distribuição 001/1996 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 LIGHT, sediada na cidade de Rio de Janeiro/RJ, atende aproximadamente 3,9 milhões de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual 
na ordem de R$ 10,8 bilhões. 
 
 
1 O Quinto termo aditivo do Contrato de Concessão de Distribuição n° 001/1996, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da LIGHT - Light Serviços de Eletricidade 
S/A., denominada nesta Nota Técnica de LIGHT, estabelece a data de 15 de março para a realização de reajuste 
tarifário anual de 2021 da concessionária. 
 
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Fls. 2 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
* 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 48500.005037/2020-71 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
Fonte: SAMP – competência janeiro/2021. 
 
3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.667, de 10/03/2020, o reajuste tarifário 
Anual da LIGHT representou, em média, uma variação das tarifas homologadas anteriormente de 6,21%. 
 
4. 
Em 14/09/2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de reajuste tarifário 
da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF2 e a Superintendência 
de Regulação de Mercado – SRM3. 
 
5. 
Em 04/02/2021, a SGT realizou reunião com os representantes da LIGHT, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos 
a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
6. 
Pela Carta ERF-002/20214, de 11/02/2021, a LIGHT solicitou reconhecimento tarifário por 
meio de um componente financeiro para o ressarcimento aos valores de ICMS não passíveis de 
compensação das usinas geradoras termoelétricas residentes no estado do Rio de Janeiro, de forma 
análoga ao procedimento adotado nos processos tarifários anteriores, valores esses já reconhecidos no 
processo tarifário de 2020. 
 
7. 
O Memorando nº 21/2021-SRM/ANEEL 5 , de 18/02/2021, informou os respectivos 
montantes e preços de repasse do contrato bilateral de compra e venda de energia que a concessionária 
possui com a UTE Norte Fluminense. 
 
 
2 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
3 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
4 Documento SIC nº 48513.003434/2021-00. 
5 Documento SIC nº 48580.000084/2021-00. 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
3.600.856
820.835
35,7%
Industrial
9.287
646.613
28,1%
Comercial
295.236
426.520
18,5%
Rural
11.783
4.203
0,2%
Iluminação Pública
627
62.245
2,7%
Poder Público
12.751
114.899
5,0%
Serviço Público
1.853
120.201
5,2%
Demais classes
453
105.636
4,6%
Total 
3.932.846
2.301.153
100%
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005037/2020-71 
8. 
Em 22/02/2021 a SFF emitiu Memorando nº 33/2021-SFF/ANEEL6, com a validação dos 
cálculos de custos incorridos devido ao não aproveitamento em 100% dos créditos de ICMS. 
 
9. 
Em 25/02/2021, a SGT recebeu o Memorando nº 37/2021-SFF/ANEEL7, com os valores das 
receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, além de 
informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras relativas 
à LIGHT.  
 
10. 
Em 23/03/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a LIGHT 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 -  DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da LIGHT conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 6,75%, sendo de 11,83%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 4,67%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 2: Efeito médio  
 
 
12. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se 
deve em boa parte pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores 
da AT, como o aumento da CDE e dos custos de rede básica. Esse fator é potencializado em função da 
grande participação de consumidores livres no mercado da empresa. 
 
13. 
O efeito médio de 6,75% 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;  
 
 
6 Documento SIC nº 48536.000768/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48536.000831/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
11,83%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
4,67%
Efeito Médio AT+BT
6,75%
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
(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. 
 
14. 
Conforme apresentado na Tabela 2, 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) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo 
variações.  
 
15. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 16,81% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 1,58%, conforme 
tabela seguinte: 
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação  Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
8.120.117.182
      
9.937.790.930
      
22,4%
16,81%
77,6%
Encargos Setoriais
1.736.954.994
      
2.139.017.418
      
23,1%
3,72%
16,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
9.941.352
              
10.549.306
           
6,1%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
1.209.375.333
      
1.128.605.068
      
-6,7%
-0,75%
8,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
205.969.467
         
0,0%
1,90%
1,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                              
251.911.937
         
2,33%
2,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
252.525.943
         
232.646.633
         
-7,9%
-0,18%
1,8%
PROINFA
162.503.778
         
202.114.932
         
24,4%
0,37%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
102.608.587
         
107.220.075
         
4,5%
0,04%
0,8%
Custos de Transmissão
959.173.178
         
1.516.324.064
      
58,1%
5,15%
11,8%
Rede Básica
571.747.409
         
998.469.992
         
74,6%
3,95%
7,8%
Rede Básica Fronteira
145.603.158
         
175.750.519
         
20,7%
0,28%
1,4%
Rede Básica ONS (A2)
9.532.108
              
11.983.713
           
25,7%
0,02%
0,1%
MUST Itaipu
65.643.759
           
99.678.233
           
51,8%
0,31%
0,8%
Transporte de Itaipu
100.804.085
         
134.903.916
         
33,8%
0,32%
1,1%
Conexão
65.842.659
           
95.537.691
           
45,1%
0,27%
0,7%
Custos de Aquisição de Energia
5.181.300.745
      
6.021.954.005
      
16,2%
7,77%
47,0%
Receitas Irrecuperáveis
242.688.265
         
260.495.443
         
7,3%
0,16%
2,0%
PARCELA B
2.695.749.120
      
2.866.596.484
      
6,3%
1,58%
22,4%
IRT
10.815.866.302
   
12.804.387.414
   
18,4%
18,39%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(272.933.928)
        
-2,52%
CVA em processamento - Energia
934.315.320
         
8,64%
CVA em processamento -Transporte
302.911.962
         
2,80%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(134.849.932)
        
-1,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
33.188.795
           
0,31%
Neutralidade de Parcela A- Energia
20.279.796
           
0,19%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
78.976.199
           
0,73%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
158.525.276
         
1,47%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
5.754.734
              
0,05%
Sobrecontratação/exposição de energia
122.026.708
         
1,13%
Previsão de Risco Hidrológico
347.443.824
         
3,21%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(436.179)
                
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(478.021.318)
        
-4,42%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(205.192.729)
        
-1,90%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(125.923.128)
        
-1,16%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.472.295
              
0,05%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(470.248.702)
        
-4,35%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(178.455.164)
        
-1,65%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(214.880.051)
        
-1,99%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(150.836.234)
        
-1,39%
ICMS não compesando na compra de energia
51.352.078
           
0,47%
Pendência Impeditiva de Responsabilidade da distribuidora
140.749,16
-           
0,00%
Credito de PIS/COFINS
374.196.726,00
-   
-3,46%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-9,12%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
6,75%
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16. 
O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
17. 
Já o gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 29,3% para o ICMS e 
2,8% para o PIS e COFINS (total de 32,1% por dentro), o que equivale a uma majoração de 47,3% por fora 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
18. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão da LIGHT nos últimos dez anos, 80,93%, comparada com a variação do IGP-M 
(93,93%) e IPCA (57,92%) no mesmo período. 
 
Custo de 
Distribuição
22,4%
Custo de 
Energia
47,0%
Custo de 
Transporte
11,8%
Encargos 
Setoriais
16,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
2,0%
Custo de       
Distribuição; 
15,2%
Custo de            
Energia; 
31,9%
Custo de     
Transmissão; 
8,0%
Encargos          
Setoriais; 
11,3%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
1,4%
ICMS; 
29,3%
PIS/COFINS; 2,8%
Tributos; 
32,1%
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Gráfico 3: Evolução da tarifa Residencial B1 (2012-2021)  
 
 
IV -  DA ANÁLISE 
 
IV.1. Metodologia Aplicada 
 
19. 
Conforme detalhado no Anexo I. 
 
 
IV.2. Período de Referência 
 
20. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da LIGHT é de março/2020 a 
fevereiro/2021. 
 
 
IV.3. Receita Anual 
 
21. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de 10.815.866.302, conforme demonstrado na Tabela a seguir. 
 
383,59
314,16
328,74
387,08
468,58
543,46
543,85
478,63
525,82
526,65
574,98
641,30
625,65
663,11
694,04
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
RTE
2016
Reajuste
2016
Revisão
2017
RTE
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
RTE
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
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Tabela 4: Mercado no Período de Referência 
 
 
IV.4. PARCELA A 
 
IV.4.1. Encargos Setoriais 
 
22. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 5: Encargos Setoriais 
 
 
23. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 3,72%. Destaca-se 
a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente do cálculo preliminar das cotas anuais da CDE para o 
ano de 2021, objeto da CP 072/2020, que contribuiu para um efeito médio de -0,75%. 
 
24. 
Nesse ponto, destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de 
componente novo do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, referente ao pagamento do 
empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os 
recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste 
processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid 
alocada na TUSD são, respectivamente, de 2,33% e 1,90%. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
16.200.995
        
9.244.112.314
    
A2   (88 a 138 kV)
774.143
             
296.082.000
        
A4   (2,3 kV a 25 kV)
2.580.027
          
1.396.531.834
    
As
41.850
                
27.893.145
          
BT  (menor que 2,3 kV)
12.804.974
        
7.523.605.335
    
Demais Livres
7.192.715
          
1.279.400.324
    
Distribuição
1.762.046
          
190.636.405
        
Geração
-
                      
101.717.259
        
Total
25.155.756
        
10.815.866.302
  
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
9.941.352
            
10.549.306
          
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.209.375.333
    
1.128.605.068
    
NT 238/2020 - CP Valor provisório
CDE Conta Covid
-
                         
457.881.404
        
Despacho 181/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
252.525.943
        
232.646.633
        
Desp 3.690/2020
PROINFA
162.503.778
        
202.114.932
        
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
102.608.587
        
107.220.075
        
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
1.736.954.994
    
2.139.017.418
    
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
IV.4.2. Transmissão 
 
25. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste 
reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
 
26. 
Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de 58,1% correspondem a um efeito médio 
de 5,15%. Destacam-se os custos com a Rede Básica e Rede Básica Fronteira, com impacto conjunto de 
4,22%, devido à aplicação das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) para o ciclo 2020-2021, publicadas por meio das Resoluções homologatórias nº 2.725 
e 2.726/2020, respectivamente. 
 
27. 
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; (iii) e do aumento de custos referentes a novas instalações de 
transmissão.  
 
 
IV.4.3. Compra de Energia 
 
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
28. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da 
LIGHT. 
 
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Rede Básica
571.747.409
        
998.469.992
     
Rede Básica Fronteira
145.603.158
        
175.750.519
     
Rede Básica ONS (A2)
9.532.108
            
11.983.713
        
MUST Itaipu
65.643.759
          
99.678.233
        
Transporte de Itaipu
100.804.085
        
134.903.916
     
Conexão
65.842.659
          
95.537.691
        
Total dos Custos de Transporte
959.173.178
        
1.516.324.064
  
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Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
 
 
29. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica a LIGHT para atendimento ao 
seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de venda 
da concessionária. 
 
Tabela 8: Energia Requerida (MWh) – DRP 
 
 
 
IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia 
 
Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Bilateral 
Preços e montantes 
Mem. nº 021/2021-SRM/ANEEL 
Itaipu 
Tarifa de repasse de potência 
REH 2.812/2020 
Cota Angra I/Angra II 
Receita Fixa e Tarifa de repasse 
REH 2.821/2020 
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) 
Tarifas 
Resultado dos leilões atualizado 
CCEARs térmicas 
Tarifas 
Previsão SGT 
 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
36,06%
36,06%
REH 2.206/2017
Técnica (s/ merc. injetado)
6,34%
6,34%
REH 2.206/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,25%
2,25%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
12.804.974
12.804.974
SAMP
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
16.200.995
          
16.200.995
          
Fornecimento
16.200.995
          
16.200.995
          
Consumidores Livres
8.954.762
            
8.954.762
            
Perdas Totais
7.215.066
            
7.215.066
            
Perdas Rede Básica
514.346
                
514.346
                
Perdas na Distribuição
6.700.720
            
6.700.720
            
Perda Não Técnica
4.617.715
            
4.617.715
            
Perda Técnica
2.083.004
            
2.083.004
            
Energia Requerida
23.416.060
          
23.416.060
          
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  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  Itaipu      Tarifa de repasse de potência      REH 2.812/2020  
  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)      Tarifas      Resultado dos leilões atualizado  
  CCEARs térmicas      Tarifas      Previsão SGT  
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30. 
A Tabela a seguir demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os 
seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos 
montantes de energia adquirida. 
 
Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
31. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a LIGHT, em função do Mercado 
de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$6.021.954.005,31 e levaram a uma variação no efeito 
médio de 7,77%. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente 
de Itaipu (impacto de 2,39%), a qual é indexada em dólar, cuja cotação de cobertura passou de R$ 4,33, 
no processo de 2020, para R$ 5,42. O contrato bilateral com a UTE Norte Fluminense sofreu reajustado 
relevante (impacto de 3,89%), cuja tarifa depende (i) da cotação do dólar; (ii) do Índice Geral de Preços 
do Mercado – IGP-M; e (iii) do custo de combustível da termelétrica. 
 
32. 
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: 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
9.702.602
                      
8.170.105
                      
249,72
           
2.040.269.004
    
Existente - CCEAR-DSP
130.896
                         
110.221
                         
218,58
           
24.091.608
         
Existente - CCEAR-QTD
195.150
                         
164.326
                         
172,82
           
28.398.763
         
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.405.377
                      
4.551.614
                      
300,47
           
1.367.624.991
    
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
2.133.275
                      
1.796.331
                      
220,03
           
395.249.205
       
Madeira e Belo Monte
1.837.905
                      
1.547.613
                      
145,32
           
224.904.437
       
Bilaterais
6.351.000
                      
5.347.879
                      
354,49
           
1.895.743.819
    
UTE NORTE FLUMINENSE
6.351.000
                      
5.347.879
                      
354,49
           
1.895.743.819
    
Energia Base
11.677.289
                   
9.898.076
                      
210,74
           
2.085.941.182
    
Cota Angra I/Angra II
863.350
                         
726.986
                         
249,64
           
181.484.886
       
Cotas Lei n º 12783/2013
5.878.731
                      
4.950.204
                      
114,73
           
567.944.515
       
Itaipu (tirando as perdas)
4.522.544
                      
3.808.222
                      
350,95
           
1.336.511.780
    
PROINFA
412.664
                         
412.664
                         
-
                  
-
                        
Total
27.730.891
                   
23.416.060
                   
257,17
           
6.021.954.005
    
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis 
 
33. 
Para a LIGHT, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe 
de consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
39.848
                 
130.896
               
228,49%
169,64
                
218,58
                
28,85%
Existente - CCEAR-QTD
356.915
               
195.150
               
-45,32%
186,74
                
172,82
                
-7,45%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.399.098
           
5.405.377
           
0,12%
284,35
                
300,47
                
5,67%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
2.148.378
           
2.133.275
           
-0,70%
208,32
                
220,03
                
5,62%
Madeira e Belo Monte
1.837.905
           
1.837.905
           
0,00%
138,56
                
145,32
                
4,88%
Cota Angra I e Angra II
863.653
               
863.350
               
-0,04%
269,75
                
249,64
                
-7,46%
Cotas Lei n º 12.783/2013
6.144.271
           
5.878.731
           
-4,32%
107,71
                
114,73
                
6,52%
Itaipu
4.632.638
           
4.522.544
           
-2,38%
281,87
                
350,95
                
24,51%
Bilateral
6.368.400
           
6.351.000
           
-0,27%
275,87
                
354,49
                
28,50%
Proinfa
442.484
               
412.664
               
-6,74%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
(4.817.529)
          
(4.314.831)
          
-10,4%
223,35
                
261,79
                
17,2%
TOTAL
23.416.060
         
23.416.060
         
0,0%
221,74
                
257,17
                
16,0%
7,77%
0,68%
0,20%
0,10%
-0,14%
0,56%
2,39%
3,89%
0,05%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Proinfa  3 9.848 1 30.896 228,49%
3 56.915 1 95.150 -45,32%
5 .399.098 5.405.377 0,12%
2 .148.378 2.133.275 -0,70%
1 .837.905 1.837.905 0,00%
8 63.653 8 63.350 -0,04%
6 .144.271 5.878.731 -4,32%
4 .632.638 4.522.544 -2,38%
6 .368.400 6.351.000 -0,27%
4 42.484 4 12.664 -6,74%  1 69,64 2 18,58 28,85%
1 86,74 1 72,82 -7,45%
2 84,35 3 00,47 5,67%
2 08,32 2 20,03 5,62%
1 38,56 1 45,32 4,88%
2 69,75 2 49,64 -7,46%
1 07,71 1 14,73 6,52%
2 81,87 3 50,95 24,51%
2 75,87 3 54,49 28,50%
- - -
Sobra (-) / Exposição (+)  (4.817.529) (4.314.831) -10,4%  2 23,35 2 61,79 17,2%
TOTAL  2 3.416.060 2 3.416.060 0,0%  2 21,74 2 57,17 16,0%
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Fls. 13 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
 
 
34. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da LIGHT é de 
260.495.443, contribuindo para o efeito médio de 0,16% no atual reajuste. 
 
 
IV.5. PARCELA B 
 
35. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros 
associados: 
 
Tabela 13: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
Descrição
Receita (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
5.049.010.022
       
2,00%
170.233.809
     
Industrial
1.392.368.621
       
1,64%
38.591.776
        
Comercial
2.601.177.628
       
1,03%
45.293.416
        
Rural
32.507.358
            
2,26%
1.238.868
          
Iluminação Pública
254.692.658
          
0,18%
776.945
             
Poder Público
641.943.238
          
0,31%
3.330.671
          
Serviço Público
463.444.198
          
0,13%
1.029.959
          
Demais
380.722.579
          
0,00%
-
                      
TOTAL 
10.815.866.302
    
1,43%
260.495.443
     
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
2.695.749.120
      
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,03224
                 
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
2.782.659.843
  
SGT/ANEEL
(4) IPCA
4,98%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
-1,45%
(5.1) Componente Pd do Fator X
-0,65%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
-0,84%
REH 2.206/2017
(5.3) Componente Q do Fator X
0,05%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
94.794.802
       
(6.1) Outras Receitas (OR)
63.173.802
           
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
21.970.765
           
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
9.650.235
              
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
2.866.596.484
      
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Fls. 14 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
36. 
A atualização da Parcela B representou 1,58% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IPCA, de 4,98% no período de referência, descontada do Fator X, além do 
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de 
Demanda (UD). 
 
 
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
37. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 14: Componentes Financeiros 
 
 
38. 
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -2,52% no atual reajuste da LIGHT. Destaca-se, com 
valores positivos, a CVA Energia em processamento com efeito de 8,64%. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
934.315.320
     
8,64%
CVA em processamento -Transporte
302.911.962
     
2,80%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(134.849.932)
    
-1,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
33.188.795
       
0,31%
Neutralidade de Parcela A- Energia
20.279.796
       
0,19%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
78.976.199
       
0,73%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
158.525.276
     
1,47%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
5.754.734
          
0,05%
Sobrecontratação/exposição de energia
122.026.708
     
1,13%
Previsão de Risco Hidrológico
347.443.824
     
3,21%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(436.179)
            
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(478.021.318)
    
-4,42%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(205.192.729)
    
-1,90%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(125.923.128)
    
-1,16%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.472.295
          
0,05%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(470.248.702)
    
-4,35%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(178.455.164)
    
-1,65%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(214.880.051)
    
-1,99%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(150.836.234)
    
-1,39%
ICMS não compesando na compra de energia
51.352.078
       
0,47%
Pendência Impeditiva de Responsabilidade da distribuidora
(140.749)
            
0,00%
Credito de PIS/COFINS
(374.196.726)
    
-3,46%
Total
(272.933.928)
    
-2,52%
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
39. 
Merecem destaque ainda os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores 
transferidos para a LIGHT de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade 
dos valores recebidos pela LIGHT 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 estimado de -
12,39%. 
 
40. 
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, no valor de 
R$ 374.196.726, impactaram em -3,46%. 
 
41. 
Dentre os componentes financeiros apurados, aqueles relacionados aos itens de custo 
cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias podem ser visualizados na tabela abaixo, juntamente com 
a respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco Hidrológico concedida no 
processo anterior.  
 
Tabela 15: Risco Hidrológico (RH) e Bandeiras Tarifárias 
 
 
42. 
Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de R$ 667 
milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de R$ 123 milhões) e b) a 
incorporação na tarifa, no processo do ano anterior, da previsão dos riscos hidrológicos das usinas 
cotistas, repactuadas e Itaipu, conforme metodologia descrita no Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita 
de R$ 478 milhões). Com a adoção dessas duas medidas, conclui-se que as receitas de bandeiras e de 
previsão de risco hidrológico concedida no ano anterior não foram suficientes para cobrir esses custos, 
faltando cerca de R$ 65,7 milhões, os quais contribuíram com o efeito de 0,61% no presente reajuste 
tarifário. 
 
Descrição
Valor (mil R$)
Impacto
CVA Energia - Efeito CCEAR-D
(95.195,13)
                  
-0,88%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas
238.232,14
                 
2,20%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas
161.941,74
                 
1,50%
CVA Energia - Risco Hidrológico da UHE Itaipu
150.250,59
                 
1,39%
CVA ESS/EER (sem bandeiras)
(94.801,03)
                  
-0,88%
Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras)
306.645,22
                 
2,84%
Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias
667.073,54
                 
6,17%
Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP)
(123.351,48)
                
-1,14%
Reversão da Previsão do Risco Hidrológico
(478.021,81)
                
-4,42%
Custo não coberto antecipadamente
65.700,25
                   
0,61%
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005037/2020-71 
43. 
Ressalta-se que este resultado foi significativamente impactado pela CVA ESS/ERR, cuja 
apuração 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 
(94,8 milhões, no caso da LIGHT), o que representou o que representou um impacto médio de -0,88% nas 
tarifas. 
 
44. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para 
que a tarifa da LIGHT não sofresse aumento adicional médio de -1,14%. 
 
45. 
Destaca-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo da 
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo 
tarifário. 
 
 
V -  SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
46. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de março/2021 a fevereiro/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 março/2020 a fevereiro/2021.  
 
Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
VI -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
47. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sexta do Contrato de Concessão nº 001/1996. 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
1.236.377
        
20.396.409
     
21.632.785
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
26.032
             
295.344
           
321.376
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(197.084)
          
2.271.242
        
2.074.158
        
Subsídio Rural
65.563
             
348.798
           
414.361
           
Total
1.130.888
        
23.311.792
     
24.442.680
     
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005037/2020-71 
VII -  DA CONCLUSÃO 
 
48. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 001/1996, no que consta 
do Processo nº 48500.005037/2020-71 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da LIGHT, correspondendo a um efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 6,75% sendo de 11,83% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 4,67% 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 LIGHT; 
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. 
 
 
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
VIII -  DA RECOMENDAÇÃO 
 
49. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
GUSTAVO GODOY DE LIMA 
Analista Administrativo 
(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 de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte. 
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Fls. 19 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
* 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 48500.005037/2020-71 
 
Equipe 
Atividade 
Otávio Henrique Galeazzi Franco 
Coordenador - Processos Tarifários 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Gustavo Godoy de Lima  
Técnico Responsável 
Marcelo Hlebetz de Souza 
 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Diego Luis Brancher 
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária 
Marco Aurélio Silva do Santos 
Suporte – SAMP 
Jorge Caetano Pereira Júnior 
Aline Oliveira Moura 
Suporte – Sistemas 
 
 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização -  
Raquel Gonçalves Carvalho 
CVA 
Descontratações - REN 711/2016 
Wendell Cassimiro da Silva 
Encargos de Transmissão 
 
 
 
 
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Número: 48581.000345/2021-00
Equipe  Atividade
Otávio Henrique Galeazzi Franco  Coordenador - Processos Tarifários
Francisco de Mattos Faé
Gustavo Godoy de Lima
Marcelo Hlebetz de Souza  Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável
Robson Kuhn Yatsu
Diego Luis Brancher
Marco Aurélio Silva do Santos  Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Suporte – SAMP
Jorge Caetano Pereira Júnior
Aline Oliveira Moura  Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes
Raquel Gonçalves Carvalho  Coordenador – Encargos e Comercialização -
CVA
Descontratações - REN 711/2016
Wendell Cassimiro da Silva  Encargos de Transmissão
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Fls. 20 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
* 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 48500.005037/2020-71 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
I. OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica que tenham assinado termo aditivo ao contrato de concessão resultante 
das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº 89/2016 
(opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua vigência). 
 
2. 
A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual – RTA está descrita nos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) 8, os quais têm caráter normativo e consolidam a 
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação 
setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as 
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
 
 
8 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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Número: 48581.000345/2021-00
  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
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Fls. 21 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
* 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 48500.005037/2020-71 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e 
Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme 
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração 
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o 
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de 
Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: 
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de 
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital 
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica. 
 
8. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada 
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: 
 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
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Número: 48581.000345/2021-00
5.6    Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE  1.1  23/10/2018  
  Módulo 6 – Demais Procedimentos        
6.1    Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia  1.0  28/03/2016  
6.2    Itaipu  1.0  01/06/2017  
6.3    Encargos de conexão A1  1.0  18/04/2012  
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e        
  Obrigações        
10.2    Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  23/03/2015  
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Fls. 22 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005037/2020-71 
RR: Receita Requerida; 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o 
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação 
setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na 
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação 
da Inflação (IVI) e o Fator X; 
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do 
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento 
tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo 
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de 
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão 
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da 
ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados 
no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões 
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes 
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de 
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário 
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta 
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o 
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados 
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii) 
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia 
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e 
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, 
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela 
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os 
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária;  
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;  
• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e  
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição. 
 
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante 
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão 
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos 
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º 
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 
2013. 
 
b) quota anual da CDE – CONTA COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
termos da REN 885/2020,0 mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia 
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em 
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução 
Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário 
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº 
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem 
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído 
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo 
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005037/2020-71 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos 
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como 
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos 
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência 
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de 
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a 
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar 
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída 
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, 
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso 
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
17. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado 
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 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes. 
 
19. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL 
por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio 
de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para 
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela 
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
22. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
23. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo 
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa 
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, 
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas 
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária 
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos. 
 
24. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com 
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se 
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período 
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da 
concessionária de distribuição. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A 
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, 
em R$/MW. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante 
faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa 
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
28. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão 
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
29. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225, 
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da 
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia 
vigentes na data da revisão. 
 
30. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos 
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto 
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
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• Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas; 
 
• Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para 
o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
• Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do 
PRORET; 
 
• Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo 
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET;;  
 
• Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
• Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
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• Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram 
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no 
Art. 15 do mesmo decreto;  
 
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos 
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na 
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é 
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos 
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica 
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
32. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no 
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante 
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas 
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
33. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da 
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica9.  
 
34. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores 
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – 
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
 
 
9 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa nº. 210, de 
13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida instalação. 
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35. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
36. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 10 considerando o período de 
referência em questão.  
 
38. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, 
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos 
Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
39. 
Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de 
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2A do PRORET.  
 
 
III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe 
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, 
conforme fórmula abaixo: 
 
𝑉𝑅𝐼=
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}  
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
 
 
10 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos relativos ao 
período de referência. 
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𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela 
“B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma: 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓  
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de 
potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e 
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo 
2.7A; e 
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da 
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1, definido como:  
 
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𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário. 
 
44. 
O Fator X11 , definido na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e regulamentado no 
Submódulo 2.5ª do PRORET, tem por objetivo repassar aos usuários ganhos de produtividade observados 
no Setor de Distribuição e os resultados decorrentes de mecanismos de incentivos de eficiência e 
qualidade. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula 
abaixo:  
 
 
 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
45. 
O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia 
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades 
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras. 
 
46. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação 
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
 
 
11 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET12. 
 
49. 
Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário 
anual são:  
 
i) Neutralidade dos itens da Parcela A: O componente financeiro denominado Neutralidade 
dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pela Subcláusula 
Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais 
estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 
 
• Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da 
Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindo-
se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio 
financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada 
pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 25, 
de 24/1/2002. 
• A Neutralidade da Parcela A é calculada frente à variação de mercado no período de 
referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da 
Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 
• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o 
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada 
especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, 
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes 
financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa 
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto 
 
 
12  Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em 
http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret 
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Fls. 34 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
* 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 48500.005037/2020-71 
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério 
da Fazenda (MF).  
 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados 
pela Selic13. 
• Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVAENERGIA e na 
CVAESS/ERR, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de 
Bandeiras Tarifárias alocada para a concessionária, evitando aumento adicional. 
• Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela Superintendência 
de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Para a fiscalização, foi utilizado banco 
de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao cálculo do saldo 
de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.  
A SFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos no 
citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar ou 
retificar os dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet. 
 
iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta 
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo 
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de 
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET14, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
 
 
13 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. 
14 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de 
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
51. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
52. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
53. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras 
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do 
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
54. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em 
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio 
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de 
irrigação. 
 
55. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o 
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante 
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados 
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve 
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 
 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
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56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201615, de 14 de junho de 2016, publicar 
as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as 
distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com 
vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos.  
 
58. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as 
cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma 
competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE 
sobre as glosas realizadas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO 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 PRORET16. No 
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela I.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste 
tarifário anual pela Selic projetada de 1,90%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da 
CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados 
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 10,19% e está 
detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
16 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.  
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Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,14% 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. 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela I.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 I.2. I.3 e Tabela I.3. 
 
 
Gráfico I.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$20
R$0
R$20
R$40
R$60
R$80
R$100
R$120
jan-20 fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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Gráfico I.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela I.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
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$ -121.762.516,22, o 
que representou uma redução no impacto da CVA de 1,13%. 
 
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$5
R$10
R$15
R$20
R$25
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
 
 
10. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela aplicação 
do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura tarifária concedida 
e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área em cinza representa o 
saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico I.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
259
205
208
205
219
218
226
222
223
220
228
254
229
210
210
210
216
222
222
222
222
222
222
222
222
222
 (60)
 (40)
 (20)
 -
 20
 40
 60
0
50
100
150
200
250
300
dez-19
jan-20
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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11. 
A Tabela I.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3, 
cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela I.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados 
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
 
Tabela I.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela I.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
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12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra 
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura 
tarifária econômica concedida.  
 
Gráfico I.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 8,64% pode ser segregado para cada 
tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação da 
receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-D, Risco 
Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas, conforme 
custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão detalhados no gráfico a seguir a 
seguir.  
 
Gráfico I.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
Tabela I.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia, 
segregado em Método 2 e 3 
 
 
15. 
Assim, do efeito da CVA Energia de 9,01%, destacam-se os seguintes pontos: 
• 4,2156% de efeito de risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas e efeito 
disponibilidade de CCEAR-D.  
• 3,31% de impacto da diferença entre o preço de Itaipu e a cobertura concedida. 
 
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.  
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Tabela I.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 
01/01/2020 e 01/12/2020, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ 
181.160.388,81 a preços de março/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 2.345.287,54 MWh, que representa 
9,97% 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. 
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Fls. 46 Nota Técnica nº 31/2021-SGT/ANEEL, de 04/03/2021. 
 
 
* 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 48500.005037/2020-71 
• 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, resultando 
em ajuste total de R$ -55.311.947,89, a preços de março/2021. 
• Para o ano civil de 2016, a distribuidora estava sobrecontratada em 2.030.725,31 MWh, que 
representava 7,08% do Mercado Regulatório. Desse total, 785.298,40 MWh foram considerados 
involuntários (2,74% do Mercado Regulatório) e o restante voluntário. O ajuste apurado foi de R$ 
55.331.947,89. 
• Para o ano civil de 2017, a distribuidora estava sobrecontratada em 1.744.850,52 MWh, que 
representava 6,29% do Mercado Regulatório. Desse total, 0 MWh foram considerados 
involuntários (0% do Mercado Regulatório) e o restante voluntário. O ajuste apurado foi de R$ 0. 
• Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado 
de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 2015, limitado 
a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de carga, contratos e 
PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das 
recontabilizações da CCEE totalizou R$ -3.821.733,37. 
• 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$ 
122.026.707,55, já atualizado para preços de março/2021, com impacto de 1,13% 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 I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
jan-20
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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 prazo17 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no 
gráfico anterior.  
 
Gráfico I.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
Conta Bandeira 
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. 
 
 
 
17 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).  
R$ 11,5
R$ 0,2
R$ 21,7
R$ 56,3
R$ 73,9
R$ 40,8
R$ 61,0
R$ 67,6
R$ 13,2
-R$ 5,2
-R$ 58,2
R$ 6,3
0
100
200
300
400
500
600
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
jan/20
fev/20
mar/20
abr/20
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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Tabela I.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de 
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
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 0,98%.  
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 5,77%18.  
 
 
 
18 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.  
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Tabela I.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 de janeiro a dezembro de 2020, o nível 
de contratação apurado em relação à carga real foi de 9,04%. 
 
 
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ANEXO III – ANÁLISE DOS PLEITOS DA DISTRIBUIDORA 
 
1. 
A LIGHT solicitou a recomposição de custos incorridos pela não compensação de 100% 
créditos ICMS - O reconhecimento dos custos com o ICMS não compensado na compra de energia está 
associado à modificação na legislação tributária na área de concessão da distribuidora. Nesta modificação, 
a LIGHT passou a recolher ICMS na compra de energia das usinas termelétricas localizadas no Estado do 
Rio de Janeiro. A legislação tributária permite que a Concessionária possa cobrar o ICMS pago de seus 
consumidores, à exceção dos consumidores isentos da tributação. Por isso a empresa solicitou que esta 
parcela, não passível de compensação, fosse considerada no reajuste tarifário. O pleito em questão foi 
analisado no processo tarifário de 2019 e de 2020, sendo que, após consulta à Procuradoria Federal junto 
à ANEEL e à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, concluiu-se que a parcela não 
passível de compensação deveria, de fato, ser considerada. Desta forma, no presente processo tarifário 
também estão considerados os valores não passíveis de compensação no período de janeiro a dezembro 
de 2020, resultando no montante de R$ 50.615.410,19 – montantes atualizados para o presente processo, 
conforme confirmado pela SFF por meio do Memorando nº 33/2021-SFF/ANEEL19. 
2. 
Em 04/03/2021, por meio da Carta P-04/202120, a concessionária solicitou 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, no valor de R$ 374.196.726. 
 
 
 
 
19 Documento SIC nº 48536.000768/2021-00. 
20 Documento SIC nº 48513.005526/2021-00. 
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 RAQUEL GONCALVES CARVALHO, DAVI ANTUNES LIMA, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, FRANCISCO DE MATTOS FAE, GUSTAVO GODOY DE LIMA
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