* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
48581.000345/2021-00 
Nota Técnica N° 79/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 23 de abril de 2021. 
 
 
 
Processo: 48500.005031/2020-02 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD referentes 
à CEAL - Companhia Energética de Alagoas 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 CEAL - Companhia 
Energética de Alagoas1, a vigorar a partir de 03 de maio 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 002/2019 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 CEAL, sediada na cidade de Maceió/AL, atende aproximadamente 1,17 milhões de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual 
na ordem de R$ 1,8 bilhões. 
 
 
1 O Contrato de Concessão de Distribuição n° 002/2019, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de 
energia elétrica na área de concessão da Companhia Energética de Alagoas, denominada nesta Nota Técnica de CEAL, 
estabelece a data de 03 de maio para a realização de reajuste tarifário anual de 2021 da concessionária. 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
Tabela 1 - Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
Fonte: SAMP – competência março/2021. 
 
3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.684, de 28/04/2020, o reajuste tarifário 
Anual da CEAL representou, em média, uma variação das tarifas homologadas anteriormente de 9,85%. 
 
4. 
Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia 
de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.684/2020 só tiveram sua vigência a partir de 1º 
de julho de 2020, permanecendo entre 3 de maio e 30 de junho de 2020, as homologadas em 2019 (REH 
2.540/2019), conforme estabelecido no artigo 11 da REH 2.684/20202. 
 
5. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico 
para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
 
6. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF3 e a 
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM4.  
 
 
 
2 Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até 30 de junho de 2020, foi necessário no 
âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de componente financeiro específico, bem como processamento de 
ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao período de 03 de maio a 30 de junho de 2020, conforme seção G4. 
3 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
4 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.060.327
147.818
40,7%
Industrial
2.055
71.729
19,8%
Comercial
65.940
59.114
16,3%
Rural
32.663
27.100
7,5%
Iluminação Pública
261
20.863
5,8%
Poder Público
9.027
13.502
3,7%
Serviço Público
1.815
20.831
5,7%
Demais classes
98
1.788
0,5%
Total 
1.172.186
362.745
100%
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 3 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
7. 
Em 13 de janeiro de 2021, a SFF, por meio do memorando nº15/2021-SFF/ANEEL, o qual 
encaminha Nota Técnica nº 8/2021-SFF/ANEEL, de mesma data, apresentou a segregação dos valores da 
Base de Remuneração nos termos da MP 998. Em 25 de janeiro de 2021 foi publicada a Portaria MME nº 
483/GM, que autorizou o pagamento à CEAL, com recursos da RGR, dos valores não depreciados dos 
ativos de distribuição classificados como Sobras Físicas, nos termos da MP 998. E, em 02 de fevereiro de 
2021 foi emitido o Despacho nº 219/2021 que estabelece os ajustes a serem efetuados no reajuste 
tarifário de 2021 em decorrência da referida MP e Portaria. 
 
8. 
O Memorando nº 50/2021-SRM/ANEEL5, de 30/03/2021, informou que não há contratos 
bilaterais de compra e venda de energia elétrica celebrados pela CEAL. 
 
9. 
Em 17, 20 e 22 de abril de 2021, a SGT realizou reuniões virtuais com os representantes da 
CEAL, 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. 
 
10. 
Em 12 de abril de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 82/2021-SFF/ANEEL6, 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 CEAL.  
 
11. 
Em 12 de abril de 2021, A CEAL emitiu Ofício C.E-EQTL – nº 15/2021, em resposta ao Ofício 
Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL, no qual informa que acerca das receitas previstas no §3º do 
Art.70-A, no §7º do Art. 88 da REN 414/2010 e §2º do Art. 9º da REN 376/2019, o saldo contabilizado até 
a competência de dezembro/2020 é R$ 299.610,51. 
 
12. 
Em 21 e abril de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a CEAL 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.  
 
13. 
Em 22 de abril de 2021, a CEAL protocolou o Ofício C.E – REG – EQTL AL nº 024/2021, 
retificado pelo ofício C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021 de 23 de abril de 2021 por meio do qual requisitou 
a utilização no cálculo dos créditos de PIS e COFINS no montante de R$ 146.536.810,46, assim como 
solicitou o diferimento dos valores de Rede Básica, no montante de R$ 200.003.615,00, com objetivo de 
mitigar o efeito do reajuste para o consumidor final. 
 
 
 
5 Documento SIC nº 48580.000192/2021-00. 
6 Documento SIC nº 48536.001325/2021-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 4 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
14. 
Em 23 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da CEAL as 
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
 
 
III -  DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
15. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEAL conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 8,62%, sendo de 13,03%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 7,02%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 2 - Efeito médio  
 
 
16. 
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. 
 
17. 
O efeito médio de 8,62% decorre:  
 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no 
contrato de concessão, para a formação da Receita Requerida;  
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que 
vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
18. 
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.  
 
19. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 17,40% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 2,45%, conforme 
tabela seguinte: 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
13,03%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
7,02%
Efeito Médio AT+BT
8,62%
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 5 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
Tabela 3 – Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
20. 
O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação  Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.456.041.735
      
27,4%
17,40%
67,4%
Encargos Setoriais
297.039.679
         
111,7%
8,70%
13,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.446.981
              
6,8%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
75.789.334
           
30,8%
0,99%
3,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
57.800.877
           
3,21%
2,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
72.213.954
           
4,01%
3,3%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
39.246.024
           
0,3%
0,01%
1,8%
PROINFA
32.128.987
           
36,9%
0,48%
1,5%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
17.413.522
           
-0,4%
0,00%
0,8%
Custos de Transmissão
301.519.297
         
57,0%
6,07%
14,0%
Rede Básica
255.331.111
         
76,2%
6,13%
11,8%
Rede Básica Fronteira
29.222.050
           
-18,1%
-0,36%
1,4%
Conexão
11.841.456
           
46,6%
0,21%
0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD
5.124.681
              
50,0%
0,09%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
829.857.998
         
5,9%
2,56%
38,4%
Receitas Irrecuperáveis
27.624.760
           
4,2%
0,06%
1,3%
PARCELA B
703.717.620
         
6,7%
2,45%
32,6%
IRT
2.159.759.354
      
19,84%
19,84%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(199.397.610)
        
-11,06%
CVA em processamento - Energia
90.626.138
           
5,03%
CVA em processamento -Transporte
71.071.320
           
3,94%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.943.436
              
0,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
71.901.993
           
3,99%
Neutralidade de Parcela A
28.212.837
           
1,57%
Sobrecontratação/exposição de energia
48.231.435
           
2,68%
Garantias financeiras  (CCEAR)
2.023.775
              
0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
60.114.251
           
3,34%
Ajuste CUSD
418.542
                 
0,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(55.884.785)
          
-3,10%
Reversão Conta-Covid 
(329.503.853)
        
-18,28%
Crédito de PIS/COFINS
(146.536.810)
        
-8,13%
Reperfilamento de custos RBSE
(33.898.997)
          
-1,88%
Diferimento - Rede Básica
(200.003.615)
        
-11,10%
Reversão para modicidade tarifária
(299.641)
                
-0,02%
Reconhecimento Postergação Tarifas 2020
24.752.078
           
1,37%
Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020
168.027.646
         
9,32%
Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021
(5.593.360)
            
-0,31%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,16%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,62%
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 6 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
 
Gráfico 1 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
21. 
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 20,5% para o ICMS e 
5,6% para o PIS e COFINS (total de 26,1% por dentro), o que equivale a uma majoração de 35,4% 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 
 
 
22. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão da CEAL nos últimos dez anos, 84,44%, comparada com a variação do IGP-M 
(122,51%) e IPCA (71,91%) no mesmo período. 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 7 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
  
Gráfico 3 - Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)  
 
 
IV -  DA ANÁLISE 
 
IV.1. Metodologia Aplicada 
 
23. 
Conforme detalhado no Anexo I. 
 
 
IV.2. Período de Referência 
 
24. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da CEAL é de maio/2020 a 
abril/2021. 
 
 
IV.3. Receita Anual 
 
25. 
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 1.802.181.900, conforme demonstrado na Tabela a seguir. 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 8 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
Tabela 4 - Mercado no Período de Referência 
 
 
IV.4. PARCELA A 
 
IV.4.1. Encargos Setoriais 
 
26. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 5 - Encargos Setoriais 
 
 
27. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 8,70%. Destaca-se 
que está sendo considerado o valor provisório de orçamento da CDE – USO para a distribuidora, 
decorrente do cálculo preliminar das cotas anuais da CDE para o ano de 2021, objeto da CP 072/20207, 
que contribuiu para um efeito médio de 0,99%. 
 
 
7Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021, foram 
utilizados como previsão (cobertura) os valores provisórios, submetidos pela ANEEL à consulta pública, conforme Nota Técnica 
nº 238/2020-SGT/ANEEL (Documento Sic. 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença em relação aos valores 
efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
3.228.790
          
1.672.874.662
    
A3   (69 kV)
130.039
             
42.255.602
          
A4   (2,3 kV a 25 kV)
696.953
             
323.759.085
        
BT  (menor que 2,3 kV)
2.401.798
          
1.306.859.975
    
Livres A1
-
                      
13
                          
Demais Livres
687.101
             
116.922.998
        
Distribuição
17.861
                
1.847.107
            
Geração
-
                      
10.537.120
          
Total
3.933.752
          
1.802.181.900
    
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.291.617
            
2.446.981
            
Módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
57.922.322
          
75.789.334
          
Projeção SGT
CDE Conta Covid
-
                         
130.014.832
        
Despacho 181/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
39.140.575
          
39.246.024
          
Dsp 2Q
PROINFA
23.463.581
          
32.128.987
          
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
17.483.454
          
17.413.522
          
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
140.301.549
        
297.039.679
        
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 9 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
28. 
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 e para a amenização dos 
efeitos tarifários no período de pandemia de Covid-198. 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 4,01% e 3,21%. 
 
 
IV.4.2. Transmissão 
 
29. 
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 
 
 
30. 
Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de 57,0% correspondem a um efeito médio 
de 6,07%. Destacam-se os custos com a Rede Básica e Rede Básica Fronteira, com impacto conjunto de 
5,77%, 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. 
 
31. 
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.  
 
 
 
8 No caso da CEAL, destaca-se que o crédito associado à Conta Covid contribuiu com a postergação do efeito do reajuste 
tarifário de 2020 de 5 de maio para 1º de julho daquele ano. Ademais, contribui significativamente para amenização do efeito 
médio, via componentes financeiros negativos, conforme indicado na Tabela 14 dessa nota técnica.  
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Rede Básica
144.891.856
        
255.331.111
     
Rede Básica Fronteira
35.685.441
          
29.222.050
        
Conexão
8.076.177
            
11.841.456
        
Uso do sistema de distribuição
3.416.830
            
5.124.681
          
Total dos Custos de Transporte
192.070.304
        
301.519.297
     
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 10 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
IV.4.3. Compra de Energia 
 
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
32. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da 
CEAL. 
Tabela 7 - Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
33. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica a CEAL 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 
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)
21,95%
21,95%
CC nº 002/2019.
Técnica (s/ merc. injetado)
10,34%
10,34%
CC nº 002/2019.
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,66%
2,66%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
2.401.798
2.401.798
SAMP
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
3.228.790
            
3.228.790
            
Fornecimento
3.228.790
            
3.228.790
            
Consumidores Livres
704.962
                
704.962
                
Perdas Totais
1.158.069
            
1.158.069
            
Perdas Rede Básica
113.723
                
113.723
                
Perdas na Distribuição
1.044.346
            
1.044.346
            
Perda Não Técnica
527.195
                
527.195
                
Perda Técnica
517.152
                
517.152
                
Energia Requerida
4.386.859
            
4.386.859
            
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
Perdas DRA DRP Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 21,95% 21,95% CC nº 002/2019.
Técnica (s/ merc. injetado) 10,34% 10,34% CC nº 002/2019.
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,66% 2,66% CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh) 2.401.798 2.401.798 SAMP
Processo Anterior Processo Atual
Descrição
(MWh) (MWh)
Mercado Total 3 .228.790 3 .228.790
Fornecimento 3.228.790 3.228.790
Consumidores Livres 7 04.962 7 04.962
Perdas Totais 1 .158.069 1 .158.069
Perdas Rede Básica 1 13.723 1 13.723
Perdas na Distribuição 1.044.346 1.044.346
Perda Não Técnica 5 27.195 5 27.195
Perda Técnica 5 17.152 5 17.152
Energia Requerida 4 .386.859 4 .386.859
  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  
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 11 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
34. 
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 
 
 
35. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a CEAL, em função do Mercado 
de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$829.857.998,10 e levaram a uma variação no efeito 
médio de 2,56%. Contribuiu especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente 
dos contratos de CCEAR – por disponibilidade (impacto de 1,49%), assim como o reajuste das cotas 
decorrentes da Lei nº 12.783/2013 (impacto de 0,68%). 
 
36. 
A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra 
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
 
Tabela 11 - Comparação da variação do custo de energia 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
3.463.127
                      
3.258.573
                      
212,48
           
692.375.114
       
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.170.411
                      
2.042.213
                      
237,82
           
485.672.472
       
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
665.234
                         
625.941
                         
191,98
           
120.169.285
       
Madeira e Belo Monte
627.483
                         
590.420
                         
146,56
           
86.533.358
         
Energia Base
1.194.169
                      
1.128.286
                      
121,85
           
137.482.884
       
Cota Angra I/Angra II
134.502
                         
126.557
                         
249,64
           
31.593.696
         
Cotas Lei n º 12783/2013
980.910
                         
922.972
                         
114,73
           
105.889.188
       
PROINFA
78.757
                           
78.757
                           
-
                  
-
                        
Total
4.657.296
                      
4.386.859
                      
189,17
           
829.857.998
       
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-QTD
16.632
                 
-
                        
-100%
188,85
                
-
                      
-100%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.823.947
           
2.170.411
           
19,00%
233,73
                
237,82
                
1,75%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
639.990
               
665.234
               
3,94%
181,58
                
191,98
                
5,73%
Madeira e Belo Monte
627.483
               
627.483
               
0,00%
138,77
                
146,56
                
5,61%
Cota Angra I e Angra II
134.513
               
134.502
               
-0,01%
269,75
                
249,64
                
-7,46%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.060.110
           
980.910
               
-7,47%
107,55
                
114,73
                
6,67%
Proinfa
70.311
                 
78.757
                 
12,01%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
13.874
                 
(270.437)
             
-2049%
176,57
                
192,63
                
9,1%
TOTAL
4.386.859
           
4.386.859
           
0,0%
179,06
                
189,17
                
5,6%
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 3 .463.127 3 .258.573 2 12,48 692.375.114
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 2 .170.411 2 .042.213 237,82 485.672.472
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 665.234 625.941 1 91,98 120.169.285
Madeira e Belo Monte 627.483 590.420 1 46,56 86.533.358
Energia Base 1 .194.169 1 .128.286 1 21,85 137.482.884
Cota Angra I/Angra II 134.502 126.557 2 49,64 31.593.696
Cotas Lei n º 12783/2013 980.910 922.972 1 14,73 105.889.188
PROINFA 78.757 78.757 - -
Total 4 .657.296 4 .386.859 1 89,17 829.857.998
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo Processo
Variação
Anterior Atual  Processo Processo
Variação
Anterior Atual
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
Proinfa  1 6.632 - -100%
1 .823.947 2.170.411 19,00%
6 39.990 6 65.234 3,94%
6 27.483 6 27.483 0,00%
1 34.513 1 34.502 -0,01%
1 .060.110 9 80.910 -7,47%
7 0.311 78.757 12,01%  1 88,85 - -100%
2 33,73 2 37,82 1,75%
1 81,58 1 91,98 5,73%
1 38,77 1 46,56 5,61%
2 69,75 2 49,64 -7,46%
1 07,55 1 14,73 6,67%
- - -
Sobra (-) / Exposição (+)  13.874 (270.437) -2049%  1 76,57 1 92,63 9,1%
TOTAL  4 .386.859 4 .386.859 0,0%  1 79,06 1 89,17 5,6%
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 12 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
Gráfico 5 - Comparação da variação do custo de energia 
 
 
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis 
 
37. 
Para a CEAL, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe 
de consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Tabela 12 - Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo  
 
 
 
38. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da CEAL é de 27.624.760, 
contribuindo para o efeito médio de 0,06% no atual reajuste. 
 
Descrição
Receita (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
905.939.892
          
1,44%
19.230.026
        
Industrial
186.050.864
          
1,05%
2.879.645
          
Comercial
330.980.971
          
0,72%
3.522.559
          
Rural
90.185.975
            
1,18%
1.568.697
          
Iluminação Pública
88.714.570
            
0,05%
61.463
                
Poder Público
79.553.519
            
0,23%
269.715
             
Serviço Público
106.537.071
          
0,06%
92.655
                
Demais
14.219.038
            
0,00%
-
                      
TOTAL 
1.802.181.900
       
1,04%
27.624.760
        
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 13 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
IV.5. PARCELA B 
 
39. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros 
associados: 
 
Tabela 13 - Cálculo da Parcela B 
 
 
40. 
A atualização da Parcela B representou 2,45% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IPCA, de 6,91% no período de referência, descontada do Fator X (apurado em  
-0,52%), além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e 
Ultrapassagem de Demanda (UD). 
 
41. 
Ainda sobre a Parcela B, insta frisar que foram realizados os ajustes econômicos e 
financeiros em razão dos impactos da segregação dos ativos constantes do Laudo de Avaliação da Base 
de Remuneração Regulatória da Equatorial Alagoas, nos termos da Lei nº 14.120, de 2021, decorrente da 
conversão da Medida Provisória nº 998, de 2020. 
  
42. 
Nesse contexto, a Parcela B foi ajustada para considerar os efeitos econômico de redução 
de 0,807%, com impacto no efeito médio de -0,29%; e efeitos financeiros de -0,31%, totalizando uma 
redução de -0,61% no efeito médio ao consumidor, de acordo com o Despacho ANEEL nº 219, de 2 de 
fevereiro de 2021.  
 
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
43. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
654.326.042
         
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,03793
                 
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
679.144.304
     
SGT/ANEEL
(4) IPCA
6,91%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
-0,52%
(5.1) Componente Pd do Fator X
0,00%
Pd Ex-Post
(5.2) Componente T do Fator X
0,00%
CC nº 002/2019.
(5.3) Componente Q do Fator X
-0,52%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
25.909.515
       
(6.1) Outras Receitas (OR)
15.590.414
           
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
6.607.271
              
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
3.711.831
              
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
703.717.620
         
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
Descrição Valores Referência  
(1) Parcela B Ano Anterior 654.326.042 TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB 1,03793 SGT/ANEEL  
(3) Parcela B econômica = (1)*(2) 679.144.304 SGT/ANEEL  
  Indicador econômico oficial
(5) Fator X -0,52%  
(5.1) Componente Pd do Fator X 0,00% Pd Ex-Post  
(5.2) Componente T do Fator X 0,00%  
(5.3) Componente Q do Fator X -0,52% PRORET 2.5 A  
(6) UDEROR 25.909.515  
(6.1) Outras Receitas (OR) 15.590.414 Valores fiscalizados - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER) 6 .607.271 Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD) 3 .711.831 Valores fiscalizados - SFF  
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6) 703.717.620  
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 14 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
Tabela 14 - Componentes Financeiros 
 
 
44. 
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -11,06% no atual reajuste da CEAL.  
 
45. 
Destaca-se, com valores positivos, o financeiro de recomposição dos diferimentos 
referentes à Revisão Tarifária Extraordinária de 2020, com impacto de 9,32%, diferimentos estes 
requeridos pela concessionária no referido processo tarifário. 
 
46. 
Outro item com impacto positivo foi a Compensação de Variação de Valores (CVA) em 
processamento Energia, com efeito de 5,03%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no 
último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária 
no período de apuração da CVA. 
 
47. 
O Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório completo de apuração do Saldo da CVA 
em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo tarifário. 
 
48. 
Outra parcela a destacar nos componentes financeiros positivos é a de CVA Saldo a 
Compensar, com impacto de 3,99%, em decorrência de efeitos retroativos de CVA das competências 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
90.626.138
       
5,03%
CVA em processamento -Transporte
71.071.320
       
3,94%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.943.436
          
0,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
71.901.993
       
3,99%
Neutralidade de Parcela A
28.212.837
       
1,57%
Sobrecontratação/exposição de energia
48.231.435
       
2,68%
Garantias financeiras  (CCEAR)
2.023.775
          
0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
60.114.251
       
3,34%
Ajuste CUSD
418.542
             
0,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(55.884.785)
      
-3,10%
Reversão Conta-Covid 
(329.503.853)
    
-18,28%
Crédito de PIS/COFINS
(146.536.810)
    
-8,13%
Reperfilamento de custos RBSE
(33.898.997)
      
-1,88%
Diferimento - Rede Básica
(200.003.615)
    
-11,10%
Reversão para modicidade tarifária
(299.641)
            
-0,02%
Reconhecimento Postergação Tarifas 2020
24.752.078
       
1,37%
Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020
168.027.646
     
9,32%
Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021
(5.593.360)
        
-0,31%
Total
(199.397.610)
    
-11,06%
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia
CVA em processamento -Transporte
CVA em processamento - Encargos Setoriais  5,03%
3,94%
0,39%
  3,99%
  1,57%
  2,68%
  0,11%
3,34%
0,02%
-3,10%
-18,28%
-8,13%
-1,88%
  -11,10%
Reversão para modicidade tarifária
Reconhecimento Postergação Tarifas 2020
Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020
Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021  -0,02%
1,37%
9,32%
-0,31%
Total ( 199.397.610) -11,06%  
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 15 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
relativas aos anos de 2018 e 2019, nos termos do Despacho ANEEL nº 2.324 , de 11 de agosto de 2020. 
Em oportuno, por ser financeiro extraordinário, seu impacto finda neste reajuste. 
 
49. 
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento – 
Transporte, com efeito de 3,94%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente 
pagas, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020. 
 
Reversão dos valores da Conta COVID  
 
50. 
Merecem destaque ainda os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores 
transferidos para a CEAL de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a parcela 
dos valores recebidos pela CEAL da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem 
aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de -18,28% neste 
reajuste tarifário. 
 
Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
 
51. 
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$ 146.536.810, impactaram em -8,13%. Importante destacar que o montante foi requerido pela 
concessionária, por meio do Ofício C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021 de 23 de abril de 2021. 
 
Outros mecanismos de mitigação do efeito tarifário 
52. 
Além da Conta COVID, muitos esforços foram feitos para implementação de mecanismos a 
fim de minimizar os impactos ao consumidor do presente processo tarifário, conforme detalhado a seguir. 
 
Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE: 
53. 
A respeito do denominado componente financeiro associado às instalações de transmissão 
existentes em 31 de dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU 
(SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020, concluiu que: “A remuneração ou juros pelo 
capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 – remuneração do custo de capital – 
deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria 
MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do “efetivo pagamento”, sendo 
incorporada à RAP das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo 
prazo de oito anos.” 
  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 16 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
54. 
Considerando que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos associados 
não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi 
calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de 
custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020), descontado dos valores pagos 
trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida. Em razão da pressão tarifária a 
que o setor elétrico vem sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela 
alternativa de “reperfilamento” desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado 
o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do 
componente econômico, cuja Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas 
e depreciações, de modo a acomodar o custo total relativo a essas instalações. Esse tratamento será 
deliberado no âmbito dos recursos administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão 
prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 
a nº 2.717, todas de 30 de junho de 2020, que homologaram o resultado da Revisão Periódica da Receita 
Anual Permitida – RPR de 2018, conforme processos listados na Tabela 15. 
 
Tabela 15 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.  
Concessionária
Contrato de Concessão 
Processo de Revisão (SIC)  
CEEE-GT
055/2001
48500.000753/2019-29
CELG G&T
063/2001
48500.000752/2019-84
CEMIG-GT
006/1997
48500.000751/2019-30
CHESF
061/2001
48500.000750/2019-95
COPEL-GT
060/2001
48500.000749/2019-61
CTEEP
059/2001
48500.000748/2019-16
ELETRONORTE
058/2001
48500.000747/2019-71
ELETROSUL
057/2001
48500.000746/2019-27
FURNAS
062/2001
48500.000745/2019-82
55. 
Dessa forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o 
ciclo 2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – 
ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB e de Fronteira – 
TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados. 
 
56. 
Essas tarifas e custos se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e 
representarão um alívio tarifário a partir de julho de 2021, data a partir da qual serão efetivamente 
aplicadas. Entretanto, tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, optou-se, de forma 
excepcional, por antecipar o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às distribuidoras 
com data de aniversário contratual no primeiro semestre. Dessa forma, foi calculado um componente 
financeiro negativo, no valor de R$ -33.898.997, equivalente ao montante de redução dos custos de 
transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, por 
força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de 
distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de -1,88%. 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
  Concessionária    Contrato de Concessão      Processo de Revisão (SIC)  
CEEE-GT      055/2001    48500.000753/2019-29    
CELG G&T      063/2001    48500.000752/2019-84    
CEMIG-GT      006/1997    48500.000751/2019-30    
CHESF      061/2001    48500.000750/2019-95    
COPEL-GT      060/2001    48500.000749/2019-61    
CTEEP      059/2001    48500.000748/2019-16    
ELETRONORTE      058/2001    48500.000747/2019-71    
ELETROSUL      057/2001    48500.000746/2019-27    
FURNAS      062/2001    48500.000745/2019-82    
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 17 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REHs nº 414/2010 e 376/2009):   
 
57. 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à 
modicidade tarifária, associados REHs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela 
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus 
consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser 
devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN nº 414/2010; e 
(iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do 
Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 376/2009. 
 
58. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular nº 08/2021, 
a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 representa R$ -299.641, 
contribuindo para redução do efeito em -0,02%. 
 
59. 
Cumpre ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização 
da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.  
 
Diferimento de Custos de Transmissão: 
60. 
Por fim, adicionalmente às medidas adotadas para mitigação das tarifas, por meio Ofício 
C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021 de 23 de abril de 2021 a CEAL requereu o diferimento custos de Rede 
Básica no valor de R$ 200.003.615, o que contribuiu com efeito em -11,10%. 
 
V -  SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
61. 
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.  
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 18 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
Tabela 17 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
VI -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
62. 
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 002/2019. 
 
VII -  DA CONCLUSÃO 
 
63. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 002/2019, no que consta 
do Processo nº 48500.005031/2020-02 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da CEAL, correspondendo a um efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 8,62% sendo de 13,03% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 7,02% 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 CEAL; 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária. 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
886.456
           
2.376.793
        
3.263.249
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
142.036
           
528.662
           
670.699
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(4.653)
              
591.135
           
586.482
           
Subsídio Rural
131.383
           
516.061
           
647.444
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
418.614
           
1.421.198
        
1.839.812
        
Total
1.573.837
        
5.433.849
        
7.007.686
        
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 19 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
VIII -  DA RECOMENDAÇÃO 
 
64. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
FERNANDO DA COSTA BACCIN 
Analista Administrativo
 
 
 
 
(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.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 20 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
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) 9 , 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
 
 
9 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
  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    
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 21 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
5.5
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
1.1
31/05/2016
5.6
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE
1.1
23/10/2018
Módulo 6 – Demais Procedimentos
6.1 
Limites de Repasses 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: 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
5.5    Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE  1.1  31/05/2016  
5.6    Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE  1.1  23/10/2018  
  Módulo 6 – Demais Procedimentos        
6.1    Limites de Repasses 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  
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 22 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
ܴܴ= ܸܲܣ+ ܸܲܤ 
onde: 
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 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 23 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados 
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii) 
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia 
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e 
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, 
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela 
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os 
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária;  
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;  
 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  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 24 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição. 
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante 
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão 
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos 
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º 
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 
2013. 
 
b) quota anual da CDE – CONTA COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
termos da REN 885/2020,0 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; 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 25 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído 
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo 
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. Previstos 
no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como 
finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos 
decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência 
operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de 
capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a 
operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar 
a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída 
pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, 
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
 
III.3.2. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição 
 
16. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso 
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.  
 
17. 
O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de 
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e 
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.  
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado 
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 26 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende 
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes 
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas 
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à 
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes. 
 
19. 
Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto as tarifas são fixadas pela ANEEL 
por meio de Resolução Homologatória. 
 
20. 
Os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo consideram as 
informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão e são fixados pela ANEEL por meio 
de Resolução Homologatória específica.  
 
21. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para 
conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela 
ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das 
distribuidoras de energia elétrica. 
 
22. 
Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da 
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 
 
23. 
A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo 
7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa 
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, 
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas 
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária 
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos. 
 
24. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com 
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se 
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período 
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da 
concessionária de distribuição. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 27 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A 
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do 
montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, 
em R$/MW. 
 
26. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante 
faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa 
estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. 
 
 
III.3.3 Compra de Energia 
 
27. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no 
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 
5.163/2004. 
 
28. 
A Lei n° 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão 
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
29. 
Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225, 
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da 
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia 
vigentes na data da revisão. 
 
30. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
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 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 28 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas; 
 
 Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para complementação do montante de energia elétrica necessário para 
o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do 
PRORET; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo 
dos montantes encontra-se descrita no Submódulo 12,6 do PRORET;;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
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; 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 29 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se enquadram 
no disposto no Art. 14 do Decreto 5.163, de 30/07/2004, conforme regras estabelecidas no 
Art. 15 do mesmo decreto;  
 
 
III.3.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
31. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos 
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na 
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é 
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos 
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica 
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL. 
 
32. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no 
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante 
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas 
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de 
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
33. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da 
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica10.  
 
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 
 
 
10 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. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 30 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – 
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
36. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 11 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 
 
 
11 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. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 31 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, 
conforme fórmula abaixo: 
 
ܸோூ=
ோோ ାி௜௡௔௡௖௘௜௥௢௦ାோ௘௖௘௜௧௔ ௗ௘ ஻௔௡ௗ௘௜௥௔௦
(ଵିூ஼ெௌି௉ூௌି஼ைிூேௌ)
× {∑(ߩ௖× ܴܫ௖)
஼
}  
Onde: 
ܸோூ: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
ܴܴ: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
ܨ݅݊ܽ݊ܿ݁݅ݎ݋ݏ: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
ߩ௖: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
ܴܫ௖: 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: 
 
ܸܲܤ0௜=  ܷܶܵܦ௙௜௢ ஻ ௩௜௚௘௡௧௘ ݔ ܯ݁ݎܿܽ݀݋ ܴ݂݁  
ܸܲܤ1௜= ܸܲܤ0௜ ݔ ܨܽݐ݋ݎ ܾܲ ௜ିଵ ݔ (ܫܲܥܣ−ܺ) −ܱܴ, ܷܦ, ܧܴ௜  
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 ࡼ࢈ ࢏ି૚: 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 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 32 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
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 ୧ିଵ, definido como:  
 
ܨܽݐ݋ݎ ܾܲ ݅−1 = ܸܲܤ1௜ିଵ +  ܱܴ, ܷܦ, ܧܴ௜ିଵ
ܸܲܤ1௜ିଵ
 
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 X12 , 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. 
 
 
12 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd



X
Fator 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 33 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET13. 
 
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. 
 
 
13  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 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 34 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
 A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa 
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto 
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério 
da Fazenda (MF).  
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados 
pela Selic14. 
 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. 
 
 
 
14 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. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 35 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET15, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.  
 
v) Demais Componentes Financeiros: Em relação aos Demais Componentes Financeiros 
elencados no Submódulo 4.4A do PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo de 
reajuste tarifário.  
 
IV. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
50. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme 
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de 
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
51. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
52. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
53. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras 
devem ser considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do cálculo do 
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.  
 
 
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. 
 
 
 
15 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 36 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
55. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o 
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante 
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados 
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve 
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 
 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201616, 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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
16 Publicada em 16 de junho de 2016. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 37 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
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 PRORET17. 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 9,36% e está 
detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
17 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.  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 38 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
Gráfico I.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,58% 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 em que 
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o 
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA. 
Tabela I.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 39 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
 
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$2
R$0
R$2
R$4
R$6
R$8
R$10
R$12
R$14
R$16
R$18
fev-20 mar-20 abr-20 mai-20 jun-20 jul-20 ago-20 set-20 out-20 nov-20 dez-20 jan-21
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 40 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
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$ -19.600.133,39, o 
que representou uma redução no impacto da CVA de 1,07%. 
 
Compra de Energia 
9. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra 
de energia da distribuidora.  
Tabela I.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
R$0
R$1
R$1
R$2
R$2
R$3
R$3
R$4
R$4
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 41 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
 
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 
 
167
159
165
165
170
170
168
170
173
183
178
182
179
179
179
179
179
179
179
179
179
179
179
179
 (45)
 (40)
 (35)
 (30)
 (25)
 (20)
 (15)
 (10)
 (5)
 -
145
150
155
160
165
170
175
180
185
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                      170      170      168      170      173                      
                                                                    
          165      165                                                    
                                                                    
                                                                    
    159                                                                
                                                                    
                                                                    
                                                                    
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 42 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
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 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 43 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
 
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 5,03% 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
CCEAR-Q
CCEAR-D
CCEN
CCGF
MCSD EN
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 44 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
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. 
Verifica-se que os itens que contribuíram com maior impacto para a CVA Energia foram os 
riscos hidrológicos vinculados aos CCEAR-Q repactuados e aos contratos de cotas da Lei 12.783/2013. 
 
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.  
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 45 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
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 no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 01/02/2020 e 01/01/2021, com base em 
dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -14.627.508,20 a preços de abril/2021. 
 Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 197.191 MWh, que representa 4,58% do Mercado 
Regulatório. Por estar dentro do limite de 5% do Mercado Regulatório definido no Decreto nº 5.163/2004, não 
há ajuste a ser realizado no respectivo repasse do resultado do mercado de curto prazo. 
 Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto 
Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 2015, limitado a um período de 5 
anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de carga, contratos e PLD percebido, informadas pela 
CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou R$ 
39.191.385,09. 
 
18. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto 
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 46 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
 
Gráfico I.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
19. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra 
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado 
de curto prazo18 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 
 
 
18 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com base na diferença 
entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço e tarifa média), o custo ou receita 
decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço Médio dos contratos (Pmix).  
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
fev-20
mar-20
abr-20
mai-20
jun-20
jul-20
ago-20
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
-R$ 1,1
-R$ 0,5
R$ 2,3
R$ 3,6
R$ 4,2
R$ 4,4
R$ 5,8
R$ 4,1
-R$ 0,1
-R$ 0,4
R$ 0,2
-R$ 0,4
0
50
100
150
200
250
300
350
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
fev/20
mar/20
abr/20
mai/20
jun/20
jul/20
ago/20
set/20
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00
                                            
                                            
                                            
                                            
                                            
                                            
                                            
                                            
                            
                            
                            
                            
                            
            R  $ 4,  2 R  $ 4,  R
4  $ 5,  8
R  $ 4,  1
                            
      R$ 2,  R
3  $ 3,  6                
                            R$ 0,2
-R  $ 1,  -R$ 0,5 -R$ 0,1 -R$ 0,4 -R$ 0,4
1                        
                            
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016

Fls. 47 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
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. 
 
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 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 48 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi 
de 4,09%.  
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 6,09%19.  
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 fevereiro de 2020 a janeiro de 2021, o 
nível de contratação apurado em relação à carga real foi de 5,06%. 
 
 
 
 
19 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.  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE.
Número: 48581.000642/2021-00

Fls. 49 Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005031/2020-02 
ANEXO III – ANÁLISE DOS PLEITOS DA DISTRIBUIDORA 
 
1. 
Em 23/04/2021, por meio da Carta C.E – REG – EQTL AL nº 026/2021, 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 parcial habilitado pela Receita Federal do Brasil, no valor 
de R$ 146.536.810,46. 
2. 
Adicionalmente, no mesmo ofício a concessionária requereu a inclusão de diferimento 
adicional de R$ 200.003.615,00. O valor em questão deverá ser revertido no próximo processo tarifário, 
sendo garantida à concessionária a correção pelo IPCA. 
 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 612CD38F005CB016
 DAVI ANTUNES LIMA, FERNANDO DA COSTA BACCIN, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, FRANCISCO DE MATTOS FAE
 DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
Número: 48581.000642/2021-00