* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
               48581.001943/2021-00 
 
Nota Técnica n° 281/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 02 de dezembro de 2021. 
 
 
Processo nº: 48500.005030/2020-50 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à Energisa Rondônia Distribuidora de Energia S/A 
– ERO 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 Energisa 
Rondônia Distribuidora de Energia S/A - ERO, a vigorar a partir de 13 de dezembro 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 002/2018 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 ERO, sediada na cidade de Porto Velho/RO, atende aproximadamente 675 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual na ordem 
de R$ 1,7 bilhão. 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
   Fonte: SAMP – competência outubro/2021. 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras*
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
496.856
141.411
45,5%
Industrial
1.547
41.111
13,2%
Comercial
44.290
56.019
18,0%
Rural
126.717
34.846
11,2%
Iluminação Pública
168
12.504
4,0%
Poder Público
4.773
18.833
6,1%
Serviço Público
317
4.833
1,6%
Demais classes
165
1.025
0,3%
Total 
674.833
310.582
100%
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Fls. 2 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.819, de 8 de dezembro de 2020, a 
revisão tarifária extraordinária da ERO representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no 
RTA de 2020 de -11,29%.  
 
4. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico 
para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
 
5. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF1 e a 
Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
6. 
Em virtude da crise de saúde pública, a SGT não realizou reunião presencial com os 
representantes da ERO, de modo que os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste 
tarifário anual, seu calendário referencial e demais interações foram realizadas mediante comunicação 
eletrônica, além de reunião por teleconferência realizada em 25 de novembro de 20213. 
 
7. 
O Memorando nº 184/2021-SRM/ANEEL 4, de 16 de novembro de 2021, informou os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia que a concessionária possui. 
 
8. 
Em 5 de novembro de 2021, por meio da  Nota Técnica nº 249/2021-SGT/SFF/ANEEL5, de 
05 de novembro de 2021, que trata da “Avaliação do impacto da segregação dos ativos classificados como 
Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para o processo licitatório, 
constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Rondônia Distribuidora de Energia, nos 
termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021”, a SGT recomendou adequação da Parcela 
B da concessionária em função do pagamento, com recursos da RGR, dos ativos classificados como AIC. A 
deliberação sobre o assunto estava prevista para a 45ª RPO (processo correspondente, 
48500.007035/2019-00) sendo transferida para a 46ª POR (item 15 no bloco da pauta) já com minuta de 
voto e ato disponibilizadas em 2/12/2021. 
 
 
 
 
1 Memorando nº 197/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001521/2020-00). 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00). 
3 Notas de Reunião (SIC 48581.001918/2021-00). 
4 Documento SIC nº 48580.000896/2021-00. 
5 Documento SIC nº 48581.001771/2021-00. 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
9. 
Em 17 de novembro de 2021, a SGT recebeu o Memorando nº 353/2021-SFF/ANEEL6, com 
os valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas, 
além das informações sobre validação dos pagamentos de itens da Parcela A e das Garantias Financeiras 
relativas à ERO.  
 
10. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis 
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela 
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as 
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste 
ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a 
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram 
incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados no tópico IV.6, referente a Componentes 
Financeiros e respectiva análise. 
 
11. 
A ERO encaminhou mensagem eletrônica datada de 26 de abril de 2021, em resposta ao 
Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL7, na qual informa que acerca das receitas previstas no §3º 
do Art.70-A e no §7º do Art. 88 da REN 414/2010, o saldo contabilizado até a competência de 
dezembro/2020 é de R$ 239.010,87 e R$ 111.730,71. 
 
12. 
Em 2 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ERO8 as 
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.  
 
13. 
Em 2 de dezembro de 2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF9, a ERO encontra-se adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei 
n° 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004. 
 
 
III -  DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
14. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ERO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 6,93%, sendo de 6,85%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 6,95%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
 
6 Documento SIC nº 48536.004090/2021-00. 
7 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00. 
8 Documento SIC nº 48581.001942/2021-00. 
9 Documento SIC nº 48581.001944/2021-00.  
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela 2: Efeito médio  
 
 
15. 
O efeito médio de 6,93% decorre:  
 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcelas A e B, calculados conforme estabelecido no 
contrato de concessão, para a formação da Receita Requerida;  
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que 
vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
16. 
Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
depende do grupo e modalidade tarifária a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos 
pelos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com os itens de custos que estão sofrendo 
variações.  
 
17. 
Essa diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve, em especial: (i) a alteração 
dos custos de energia (TE), em especial a CVA Energia e o financeiro da previsão do Risco Hidrológico, que 
afetam os consumidores cativos, de Baixa Tensão; e (ii) a diminuição dos custos de rede básica e conexão, 
decorrente do reperfilamento dos custos de RBSE, que beneficia mais fortemente os consumidores livres. 
 
18. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 4,41%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 1,91%, conforme 
a Tabela 3 seguinte: 
 
 
 
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
6,85%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,95%
Efeito Médio AT+BT
6,93%
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Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B  
 
 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.036.059.314
      
1.111.050.992
      
7,24%
4,41%
61,48%
Encargos Setoriais
145.416.249
         
253.375.537
         
74,24%
6,35%
14,02%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.326.375
              
2.434.480
              
4,65%
0,01%
0,13%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
69.912.692
           
69.888.824
           
-0,03%
0,00%
3,87%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
57.284.733
           
0,00%
3,37%
3,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
55.120.807
           
0,00%
3,24%
3,05%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
35.926.272
           
24.957.046
           
-30,53%
-0,65%
1,38%
PROINFA
22.511.218
           
29.123.785
           
29,37%
0,39%
1,61%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
14.739.692
           
14.565.861
           
-1,18%
-0,01%
0,81%
Custos de Transmissão
98.357.469
           
92.447.091
           
-6,01%
-0,35%
5,12%
Rede Básica
62.673.767
           
46.533.404
           
-25,75%
-0,95%
2,58%
Rede Básica Fronteira
21.850.182
           
29.756.914
           
36,19%
0,47%
1,65%
Rede Básica ONS (A2)
294.904
                 
316.217
                 
7,23%
0,00%
0,02%
Rede Básica Export. (A2)
11.585.746
           
12.409.373
           
7,11%
0,05%
0,69%
Conexão
1.952.870
              
3.431.184
              
75,70%
0,09%
0,19%
Custos de Aquisição de Energia
779.327.516
         
749.067.124
         
-3,88%
-1,78%
41,45%
Receitas Irrecuperáveis
12.958.080
           
1616123951%
24,72%
0,19%
0,89%
PARCELA B
663.559.784
         
696.048.795
         
4,90%
1,91%
38,52%
IRT
1.699.619.098
      
1.807.099.787
      
6,32%
6,32%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(148.992.525)
        
-8,77%
CVA em processamento - Energia
178.067.097
         
10,48%
CVA em processamento - Transporte
14.669.799
           
0,86%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
83.983.140
           
4,94%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(677.379)
                
-0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.827.446
              
0,11%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
2.615.493
              
0,15%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
1.218.669
              
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.579.625
              
0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
(119.300.583)
        
-7,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
211.156
                 
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
53.631.103
           
3,16%
Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica
(49.970.062)
          
-2,94%
Reversão do Risco Hidrológico
(50.257.755)
          
-2,96%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(26.983.106)
          
-1,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(17.634.551)
          
-1,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.098.765)
          
-1,06%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(25.382.578)
          
-1,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(10.564.703)
          
-0,62%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(101.990.519)
        
-6,00%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(67.300.090)
          
-3,96%
Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009
364.039,16
           
0,02%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
9,37%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
6,93%
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
19. 
O gráfico 1 abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
20. 
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 20,07% para o ICMS e 
6,25% para o PIS e COFINS (total de 26,32% por dentro), o que equivale a uma majoração de 35,72% 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 
 
 
21. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da área de concessão da ERO nos últimos dez anos, 40,39%, comparada com a variação do IGP-M 
(133,27%) e IPCA (79,74%) no mesmo período. 
Custo de 
Distribuição
38,5%
Custo de 
Energia
41,5%
Custo de 
Transporte
5,1%
Encargos 
Setoriais
14,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,9%
Custo de       
Distribuição; 
28,4%
Custo de            
Energia; 
30,5%
Custo de     
Transmissão; 
3,8%
Encargos          
Setoriais; 
10,3%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,7%
ICMS; 
20,1%
PIS/COFINS; 
6,3%
Tributos; 
26,3%
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Fls. 7 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
 
Gráfico 3: Evolução da tarifa Residencial B1 (2011-2021)  
 
 
IV -  DA ANÁLISE 
 
IV.1. Metodologia Aplicada 
 
22. 
Conforme detalhado no Anexo I. 
 
 
IV.2. Período de Referência 
 
23. 
O período de referência para o cálculo do reajuste anual da ERO é de dezembro/2020 a 
novembro/2021. 
 
 
IV.3. Receita Anual 
 
24. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 1.699.619.098, conforme demonstrado na Tabela a seguir. 
 
388,95 412,97
338,62
391,94 377,85
437,32
492,35 461,05 455,67
494,00
617,58
581,37 576,82
514,38 546,03
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
RTE
2019
Reajuste
2019
RTE
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
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Tabela 4: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
 
IV.4. PARCELA A 
 
IV.4.1. Encargos Setoriais 
 
25. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os 
dispositivos legais associados estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 5: Encargos Setoriais 
 
 
26. 
O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 6,35%. Nesse ponto, 
destaca-se a inclusão, a partir dos processos tarifários de 2021, de componente nova do Encargo CDE, 
aqui denominado CDE - Conta COVID, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme 
disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio 
do caixa das distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta 
Covid alocada na TE e da parcela da CDE Conta Covid alocada na TUSD são, respectivamente, de 3,24% e 
3,37%. 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
3.139.797
          
1.624.252.548
    
A3   (69 kV)
34.019
                
9.513.139
            
A3a (30 kV  a 44 kV)     
25.975
                
10.823.614
          
A4   (2,3 kV a 25 kV)
571.133
             
247.298.610
        
BT  (menor que 2,3 kV)
2.508.669
          
1.356.617.184
    
Livres A1
-
                      
16
                          
Demais Livres
240.012
             
46.205.400
          
Distribuição
6.150
                  
683.629
                
Geração
-
                      
28.477.505
          
Total
3.385.959
          
1.699.619.098
    
Encargos Setoriais
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.326.375
            
2.434.480
            
Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
69.912.692
          
182.294.365
        
REH 2.864/2021 e DSP  939/2021
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
35.926.272
          
24.957.046
          
DSP nº 2.690/2021
PROINFA
22.511.218
          
29.123.785
          
ReH  2.815/2020
P&D e Eficiência Energética
14.739.692
          
14.565.861
          
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
145.416.249
        
253.375.537
        
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
IV.4.2. Transmissão 
 
27. 
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 
 
 
28. 
Os Custos de Transmissão tiveram uma variação de -6,01% correspondem a um efeito 
médio de -0,35%. Destacam-se os custos com a Rede Básica e Rede Básica Fronteira, com impacto 
conjunto de -0,48%, devido à aplicação das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do 
Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, publicadas por meio das Resoluções 
homologatórias nº 2.896/2021 e 2.895/2021, respectivamente. 
 
29. 
Destaca-se o reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados 
referente a Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e nas 
novas Receitas Anuais Permitidas (RAPs) das concessionárias de transmissão. 
 
30. 
Explica-se que o reperfilamento da dívida em questão10 permitiu um menor pagamento do 
saldo devedor da RBSE nos ciclos tarifários de 2021-22 e 2022-23, período em que se espera uma pressão 
tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário 2023-24 até 2027-28, quando se 
encerra o pagamento. 
 
 
 
10 A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos ativos, 
conforme Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00) de 18 de 
novembro de 2020, deve incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 
120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020. A diferença entre a remuneração indicada e a 
remuneração até então aplicada por força de decisões judiciais liminares (IPCA), as quais foram cassadas, resultou 
em passivo financeiro o qual foi incorporado aos custos de transmissão para o período entre julho de 2020 até julho 
de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à RBSE, o pagamento desse passivo é reduzido no período 
entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a compensação nos anos subsequentes. 
Componente
Processo Anterior
(R$)
Processo Atual
(R$)
Rede Básica
62.673.767
          
46.533.404
        
Rede Básica Fronteira
21.850.182
          
29.756.914
        
Rede Básica ONS (A2)
294.904
                
316.217
             
Rede Básica Export. (A2)
11.585.746
          
12.409.373
        
Conexão
1.952.870
            
3.431.184
          
Total dos Custos de Transporte
98.357.469
          
92.447.091
        
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31. 
Cabe aqui registrar que a ERO apresentou pleito relativo à consideração de ajuste em MUST 
nas competências de 03/2020 a 05/2020. Na análise do pedido, a SGT destaca que tal solicitação não deve 
ser atendida em virtude das instalações da SE JARU terem entrado em operação com pendências 
impeditivas por parte da própria distribuidora, conforme referências a seguir: 
 
• TLR-TONS/1/4/2021; 
• TLR-TONS/2/4/2021; 
• TLR-TONS/3/4/2021; 
• DITTLR-TONS/1/4/2021; e 
• DITTLR-TONS/2/4/2021. 
 
32. 
Nesse caso, cumpre atender o definido nas Regras dos Serviços de Transmissão de Energia 
Elétrica, com aprovação pela Resolução Normativa nº 905/2020, com extrato abaixo: 
 
MÓDULO 3 
 
5.13. Os pagamentos dos encargos e as demais obrigações do CONTRATO DE USO DO 
SISTEMA DE TRANSMISSÃO – CUST e do CCT dos pontos de contratação associados a FT ou 
GRUPO DE FT com TLR emitido com PIT serão devidos, a partir da data especificada no TLR, 
pelos terceiros responsáveis pelas pendências impeditivas, sendo que: 
 
a) os pagamentos dos encargos de que trata este item não serão repassados às Tarifas 
de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD das DISTRIBUIDORAS responsáveis por PIT. 
(Marcações nossas) 
  
33. 
Da mesma forma, os custos com Encargos de Conexão foram repassados à tarifa do 
consumidor apenas após a conclusão das pendências, ficando o período anterior à conclusão definido 
para pagamento à transmissora sem cobertura tarifária. 
 
 
IV.4.3. Compra de Energia 
 
IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
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34. 
Quanto às perdas não técnicas, aplica-se no atual processo tarifário o disposto no Contrato 
de Concessão 02/201811, inciso III da Subclaúsula Terceira da Clausula Vigésima12, que estabelece o 
percentual de 19,99% sobre o mercado de baixa tensão até a primeira revisão tarifária ordinária. 
 
35. 
Relativamente às perdas técnicas, tendo em vista que o contrato de concessão não define 
um novo valor, foi considerado o percentual definido na 3ª revisão tarifária ordinária (REH 1.657/2013) e 
na REH 2.349/201713, correspondente a 11,15% sobre o mercado injetado. Complementarmente, para o 
cálculo das perdas técnicas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica foram utilizados os dados 
contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses, correspondendo a 2,21%. 
 
36. 
A tabela abaixo apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário  
da ERO. 
 
Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas  
 
 
37. 
A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da ERO para atendimento ao 
seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o mercado de venda 
da concessionária. 
 
 
 
11 Documento SIC nº 48575.005284/2018-00. 
12 A cláusula vigésima trata das disposições transitórias. 
13 REH 2.349/2017: Homologação dos parâmetros regulatórios a serem utilizados nos processos tarifários das Distribuidoras 
Designadas, definidas nos termos da Resolução Normativa nº 748/2016 e nos processos subsequentes. 
Perdas
DRA
DRP
Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
19,99%
19,99%
Contrato de Concessão 002/2018
Técnica (s/ merc. injetado)
11,15%
11,15%
REH 1.657/2013; REH 2.349/2017
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,21%
2,21%
CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh)
2.508.669
2.508.669
SAMP
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Tabela 8: Energia Requerida (MWh) – DRP 
 
 
IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia 
 
 
Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia 
Tipo de Contrato 
Dado Utilizado 
Dispositivo Legal 
Cota 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 2.902/2021 
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 
Bilaterais 
Montante e preço 
Memorando nº 184/2021-SRM/ANEEL 
 
38. 
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. 
 
Descrição
Processo Anterior
(MWh)
Processo Atual
(MWh)
Mercado Total
3.139.797
            
3.139.797
            
Fornecimento
3.139.797
            
3.139.797
            
Consumidores Livres
246.162
                
246.162
                
Perdas Totais
1.080.425
            
1.080.425
            
Perdas Rede Básica
91.098
                  
91.098
                  
Perdas na Distribuição
989.327
                
989.327
                
Perda Não Técnica
501.483
                
501.483
                
Perda Técnica
487.844
                
487.844
                
Energia Requerida
4.220.222
            
4.220.222
            
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  Tipo de Contrato      Dado Utilizado      Dispositivo Legal  
  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 2.902/2021  
  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  
  Bilaterais      Montante e preço      Memorando nº 184/2021-SRM/ANEEL  
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Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
39. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a ERO, em função do Mercado 
de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$749.067.123,94 e levaram a uma variação no efeito 
médio de -1,78%. 
 
40. 
Cabe reportar que em análises realizadas no âmbito da SGT ao longo desse processo 
tarifário, foi verificado que a distribuidora apresentava provável exposição devido ao fim de contratos de 
compra de energia em relação ao ciclo anterior, em especial CCEARs por disponibilidade e bilaterais.  
 
41. 
Consultada sobre o assunto, a ERO reportou, em mensagem eletrônica, que apresentava 
exposição para o ano de 2022, porém, foi ajustado o seu nível de cobertura contratual mediante aquisição 
de energia via mecanismos de compensação de sobras e déficits de energia nova (MCSD EN), ocorridos 
ao longo do ano de 2021, visando o ano de 2022 (MCSD EN A-1). 
 
42. 
Em análise complementar efetuada nessa SGT, constatou-se que a alteração informada 
pela ERO quanto ao perfil de contratação da distribuidora para 2022 levava à cobertura contratual de 
energia para o período. 
 
43. 
A Tabela e o gráfico abaixo demonstram a variação dos montantes e do custo com compra 
de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato: 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa          
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
1.609.553
                      
2.366.795
                      
196,51
           
465.095.499
       
Existente - CCEAR-DSP
45.305
                           
66.619
                           
289,34
           
19.275.436
         
Existente - CCEAR-QTD
37.578
                           
55.257
                           
175,13
           
9.677.367
            
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
618.777
                         
909.892
                         
255,30
           
232.295.863
       
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
364.516
                         
536.008
                         
157,74
           
84.548.949
         
Madeira e Belo Monte
543.377
                         
799.018
                         
149,31
           
119.297.883
       
Bilaterais
198.928
                         
292.517
                         
272,33
           
79.662.074
         
Energia Base
1.085.951
                      
1.560.910
                      
130,89
           
204.309.551
       
Cota Angra I/Angra II
119.078
                         
175.101
                         
249,64
           
43.712.211
         
Cotas Lei n º 12783/2013
890.469
                         
1.309.405
                      
122,65
           
160.597.340
       
PROINFA
76.404
                           
76.404
                           
-
                  
-
                        
Total
2.894.431
                      
4.220.222
                      
177,49
           
749.067.124
       
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Fls. 14 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia  
 
 
                                        Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia 
 
IV.4.4. Receitas Irrecuperáveis 
 
44. 
Para a ERO, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe de 
consumo, estão descritos na tabela abaixo: 
 
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Processo
Anterior
Processo
Atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
533.485
               
45.305
                 
-91,51%
287,87
                
289,34
                
0,51%
Existente - CCEAR-QTD
329.965
               
37.578
                 
-88,61%
168,36
                
175,13
                
4,02%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
586.205
               
618.777
               
5,6%
220,14
                
255,30
                
16,0%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
364.516
               
364.516
               
0,0%
149,58
                
157,74
                
5,5%
Madeira e Belo Monte
543.377
               
543.377
               
0,0%
137,46
                
149,31
                
8,6%
Cota Angra I e Angra II
120.951
               
119.078
               
-1,5%
269,75
                
249,64
                
-7,5%
Cotas Lei n º 12.783/2013
866.580
               
890.469
               
2,8%
114,76
                
122,65
                
6,9%
Bilateral
461.618
               
198.928
               
-56,9%
254,52
                
272,33
                
7,0%
Proinfa
72.902
                 
76.404
                 
4,8%
-
                      
-
                      
-
Sobra (-) / Exposição (+)
340.624
               
1.325.791
           
289,2%
183,08
                
180,77
                
-1,3%
TOTAL
4.220.222
           
4.220.222
           
0,0%
184,67
                
177,49
                
-3,9%
-1,78%
-3,49%
0,35%
1,59%
0,21%
0,45%
-0,18%
0,37%
-1,03%
-0,04%
Total
 CCEAR-DSP
Existente
 CCEAR-QTD
Existente
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Bilateral
 Proinfa
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Fls. 15 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela 12: Percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo 
 
 
45. 
Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da ERO é de 
R$16.161.240, contribuindo para o efeito médio de 0,19% no atual reajuste. 
 
IV.5. PARCELA B 
 
46. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros 
associados: 
Tabela 13: Cálculo da Parcela B 
 
 
47. 
Registramos que no cômputo da Parcela B foi considerado o disposto na Nota Técnica nº 
249/2021-SGT/SFF/ANEEL 14, de 05 de novembro de 2021, que trata da “Avaliação do impacto da 
 
 
14 Documento SIC nº 48581.001771/2021-00. 
DESCRIÇÃO - Tipo
RECEITA (R$)
Percentual RI
Reais RI
Residencial
823.977.847
                 
0,86%
10.232.880
 
Industrial
153.483.505
                 
0,50%
1.114.674
    
Comercial
311.795.361
                 
0,48%
2.178.366
    
Rural
210.931.851
                 
0,81%
2.475.539
    
Iluminação Pública
51.037.277
                    
0,01%
7.413
            
Poder Público
91.657.486
                    
0,11%
149.108
       
Serviço Público
24.926.868
                    
0,01%
3.259
            
Demais
31.808.902
                    
0,00%
-
                
TOTAL 
1.699.619.098
              
-
                              
16.161.240
 
Descrição
Valores
Referência
(1) Parcela B Ano Anterior
663.559.784
     
TUSD aplicada ao Mercado
(2) Fator DR1/Fator PB
1,02037
             
SGT/ANEEL
(3) Parcela B econômica = (1)*(2)
643.945.510
 
SGT/ANEEL
(4) IPCA
10,38%
Indicador econômico oficial
(5) Fator X
-0,60%
(5.1) Componente Pd do Fator X
0,00%
Contrato de Concessão 002/2018
(5.2) Componente T do Fator X
0,00%
REH 2.349/2017
(5.3) Componente Q do Fator X
-0,60%
PRORET 2.5 A
(6) UDEROR
18.635.471
    
(6.1) Outras Receitas (OR)
10.763.936
        
Valores fiscalizados  - SFF
(6.2) Excedente de Reativos (ER)
4.580.549
          
Valores fiscalizados - SFF
(6.3) Ultrapassagem de Demanda (UD)
3.290.986
          
Valores fiscalizados - SFF
Parcela B - DRP (R$) = (3)*[{1)+(4)-(5)]-(6)
696.048.795
     
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
segregação dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como 
referência para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa 
Rondônia Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021”. 
 
48. 
Esse assunto, constante dos autos do processo 48500.007035/2019-83, e, assim como o 
presente processo, também deve ser deliberado na 46ªReunião Pública Ordinária da Diretoria Colegiada 
da ANEEL (bloco da pauta). 
 
49. 
Dessa forma, o valor da Parcela B limpa do ano anterior (RTE 2020) foi ajustada com 
redução de 4,89%, conforme proposto na citada Nota Técnica, parágrafo 15 e Tabela 2.  
 
50. 
O cômputo do Fator X restou igual ao valor do componente Q, -0,60%, pois tanto os 
componentes T, associado à trajetória de eficiência para os custos operacionais, quanto Pd, fator de ajuste 
de mercado, neste processo tarifário tiveram valor nulo. O componente T, em função do REH 2.349/2017, 
e o Pd devido ao previsto na Subcláusula terceira da Cláusula vigésima do Contrato de Concessão 02/2018, 
que estabelece que até a primeira revisão tarifária ordinária esse componente será igual a zero. 
 
51. 
Em síntese, a atualização da Parcela B representou 1,91% na composição do efeito médio, 
refletindo o ajuste acima citado referente ao AIC da BRR, bem como a variação acumulada do IPCA, de 
10,38% no período de referência, descontada do Fator X, além do abatimento dos valores relativos às 
Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD). 
 
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
52. 
A tabela a seguir consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela 14: Componentes Financeiros  
 
 
53. 
Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com o efeito de -8,77% no atual reajuste da ERO. Destaca-se, com 
valores positivos, a CVA Energia em processamento com efeito de 10,48%, 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, em especial, dos custos relacionados ao 
risco hidrológico de CCGF e Usinas Repactuadas. 
 
54. 
Destaca-se que o Anexo II desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo da 
CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo 
tarifário. 
 
Mitigação dos efeitos tarifários  
 
55. 
 Conforme reportado no início desta Nota Técnica, foram estudados e elaborados 
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com intuito de 
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
178.067.097
      
10,48%
CVA em processamento - Transporte
14.669.799
         
0,86%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
83.983.140
         
4,94%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(677.379)
             
-0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.827.446
           
0,11%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
2.615.493
           
0,15%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
1.218.669
           
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.579.625
           
0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
(119.300.583)
     
-7,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
211.156
              
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
53.631.103
         
3,16%
Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica
(49.970.062)
       
-2,94%
Reversão do Risco Hidrológico
(50.257.755)
       
-2,96%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(26.983.106)
       
-1,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(17.634.551)
       
-1,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.098.765)
       
-1,06%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(25.382.578)
       
-1,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(10.564.703)
       
-0,62%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(101.990.519)
     
-6,00%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(67.300.090)
       
-3,96%
Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009
364.039
              
0,02%
Total
(148.992.525)
     
-8,77%
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, juntamente com a reversão dos 
valores transferidos à ERO no âmbito da Conta COVID, foram incorporados a esse processo tarifário, 
contribuindo substancialmente para a redução tarifária e estão detalhados abaixo. 
 
Reversão dos valores da Conta COVID 
 
56. 
Merece destaque os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores transferidos 
para a ERO de recursos da Conta COVID. Os montantes em questão equivalem a todo o saldo 
remanescente, não revertido aos consumidores no processo tarifário de 2020, do empréstimo obtido pela 
concessionária. Esse saldo, cujo valor atualizado pela SELIC representa R$ 267.954.312, resultou em um 
impacto estimado de -15,77% neste reajuste tarifário.  
 
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e 376/2009)   
 
57. 
Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade 
tarifária, associados RENs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora 
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, 
previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos 
consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN nº 414/2010; e (iii) às multas 
aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de 
Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 376/2009. 
 
58. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício nº 08/2021-
SGT/SRD/SFF/ANEEL, a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020, 
conforme reportado no parágrafo 10, o qual atualizado representa R$364.039, 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.  
 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.  
 
60. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/2021 15 , estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/2021 a abril/2022.  
 
 
 
15 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3 
da CREG. 
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Fls. 19 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
61. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado 
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de 
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.  
 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº 
8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por 
megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:  
(...)  
 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e 
despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.  
 
62. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas, 
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.   
 
63. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem 
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários.  
 
64. 
No processo da ERO, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando 
as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de julho.  Nessa 
apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma 
tarifa mais elevada.   
 
65. 
Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela 
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que 
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.  
 
66. 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) 
e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se 
um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/2021 a junho/2022, a fim de expurgar 
dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.  
 
67. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário 
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não 
cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. No processo 
tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.  
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Fls. 20 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* 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 48500.005030/2020-50 
68. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário, 
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, de R$ 49.970.061,96, dividido em 
componentes de Energia e ESS, que contribuem para redução do efeito médio de 2,94%, conforme 
indicado na Tabela 14. 
 
 
Bandeiras tarifárias 
 
69. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para 
que a tarifa da ERO não sofresse aumento adicional médio de 7,78%. 
 
 
 
V -  SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
70. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de dezembro/2021 a novembro/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 dezembro/2020 a novembro/2021. 
 
Tabela 16: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
 
VI -  DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
71. 
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 002/2018. 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
110.434
           
1.126.485
        
1.236.919
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
123.289
           
793.463
           
916.752
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
2.568
                
122.792
           
125.360
           
Subsídio Rural
157.147
           
1.996.266
        
2.153.412
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(48.418)
            
175.426
           
127.008
           
Total
345.018
           
4.214.432
        
4.559.451
        
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Fls. 21 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* 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 48500.005030/2020-50 
VII -  DA CONCLUSÃO 
 
72. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 002/2018, no que consta 
do Processo nº 48500.005030/2020-50 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da ERO, correspondendo a um efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 6,93% sendo de 6,85% em média para os 
consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 6,95% 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 ERO; 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária. 
 
 
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* 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 48500.005030/2020-50 
VIII -  DA RECOMENDAÇÃO 
 
73. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
(Assinado digitalmente) 
RICARDO MARTINS 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
CRISTINA SCHIAVI NODA 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Coordenador de Processo Tarifário de Distribuição 
 
 
De acordo: 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
 
(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte. 
 
 
 
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Fls. 23 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Equipe 
Atividade 
Francisco de Mattos Faé 
Coordenador - Processos Tarifários 
Leonardo de Araújo Silva 
Coordenador Adjunto - Processos Tarifários 
Ricardo Martins  
Técnico Responsável 
Cecília Magalhães Francisco 
 
Robson Kuhn Yatsu 
Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado 
Diego Luis Brancher 
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária 
Flávia Lis Pederneiras 
Aline Oliveira Moura 
Suporte – Sistemas 
Felipe Augusto Cardoso Moraes 
Coordenador – Encargos e Comercialização -  
Cristina Schiavi Noda 
CVA 
Fabiano Costa Camilo 
Contratos CCEAR 
Vinícius Menezes Rodovalho 
Descontratações - REN 711/2016 
Aline Moura de Melo Souza 
Encargos de Transmissão 
 
 
ANEXO I –METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP 
 
 
 
 
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Equipe  Atividade
Francisco de Mattos Faé  Coordenador - Processos Tarifários
Leonardo de Araújo Silva
Ricardo Martins
Cecília Magalhães Francisco  Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Técnico Responsável
Robson Kuhn Yatsu
Diego Luis Brancher
Flávia Lis Pederneiras  Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Aline Oliveira Moura  Suporte – Sistemas
Felipe Augusto Cardoso Moraes
Cristina Schiavi Noda
Fabiano Costa Camilo
Vinícius Menezes Rodovalho  Coordenador – Encargos e Comercialização -
CVA
Contratos CCEAR
Descontratações - REN 711/2016
Aline Moura de Melo Souza  Encargos de Transmissão
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Fls. 24 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* 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 48500.005030/2020-50 
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) 16, os quais têm caráter normativo e consolidam a 
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel 
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação 
setorial vigente. 
 
3. 
Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as 
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir: 
 
Submódulo 
Tema 
Versão 
Vigência 
Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 
3.1 A 
Procedimentos Gerais 
1.0 
24/02/2017 
3.2 A 
Custos de Aquisição de Energia 
1.1 
25/01/2018 
3.3 A 
Custos de Transmissão 
1.0 
24/02/2017 
3.4 A 
Encargos Setoriais 
1.0 
24/02/2017 
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição 
4.1 
Conceitos Gerais 
1.0 
28/03/2016 
4.2 A 
CVA 
1.0 
24/02/2017 
4.3 
Sobrecontratação de Energia 
1.0 
28/03/2016 
4.4 A 
Demais Componentes Financeiros 
1.3 
27/05/2019 
Módulo 5 – Encargos setoriais 
5.1 
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 
1.0 
22/12/2017 
5.2 
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 
1.1 
28/06/2018 
5.3 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – 
PROINFA 
1.0 
29/11/2012 
5.4 
Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de 
Reserva - EER 
1.0 
28/12/2018 
5.5 
Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 
1.1 
31/05/2016 
 
 
16 O PRORET pode ser acessado em: http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret. 
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  Submódulo      Tema      Versão      Vigência  
  Módulo 3 – Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica                    
3.1 A      Procedimentos Gerais      1.0      24/02/2017    
3.2 A      Custos de Aquisição de Energia      1.1      25/01/2018    
3.3 A      Custos de Transmissão      1.0      24/02/2017    
3.4 A      Encargos Setoriais      1.0      24/02/2017    
  Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição                    
4.1      Conceitos Gerais      1.0      28/03/2016    
4.2 A      CVA      1.0      24/02/2017    
4.3      Sobrecontratação de Energia      1.0      28/03/2016    
4.4 A      Demais Componentes Financeiros      1.3      27/05/2019    
  Módulo 5 – Encargos setoriais                    
5.1      Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC      1.0      22/12/2017    
5.2      Conta de Desenvolvimento Energético - CDE      1.1      28/06/2018    
5.3      Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia –
PROINFA      1.0      29/11/2012    
5.4      Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo de Energia de
Reserva - EER      1.0      28/12/2018    
5.5      Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE      1.1      31/05/2016    
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* 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 48500.005030/2020-50 
5.6 
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE 
1.1 
23/10/2018 
Módulo 6 – Demais Procedimentos 
6.1 
Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia 
1.0 
28/03/2016 
6.2 
Itaipu 
1.0 
01/06/2017 
6.3 
Encargos de conexão A1 
1.0 
18/04/2012 
6.7 
Centrais de Geração Angra 1 e 2 
3.0 
26/12/2018 
6.8 
Bandeiras Tarifárias 
1.9 
01/06/2020 
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e 
Obrigações 
10.2 
Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 
1.2 
23/03/2015 
 
 
II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA 
 
4. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
5. 
Segundo descrito na da Cláusula Sexta do Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme 
parágrafo 1 deste Anexo, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração 
Social – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o 
Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de 
Serviços). 
 
6. 
A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: 
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de 
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 
 
7. 
A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital 
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica. 
 
8. 
Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada 
pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: 
 
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵 
onde: 
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5.6    Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e eficiência Energética – EE  1.1  23/10/2018  
  Módulo 6 – Demais Procedimentos        
6.1    Limites de Repasses dos custos de Compra de Energia  1.0  28/03/2016  
6.2    Itaipu  1.0  01/06/2017  
6.3    Encargos de conexão A1  1.0  18/04/2012  
6.7    Centrais de Geração Angra 1 e 2  3.0  26/12/2018  
6.8    Bandeiras Tarifárias  1.9  01/06/2020  
  Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e        
  Obrigações        
10.2    Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias  1.2  23/03/2015  
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Fls. 26 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
RR: Receita Requerida; 
VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o 
Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação 
setorial; 
VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na 
Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação 
da Inflação (IVI) e o Fator X; 
IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do 
mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento 
tarifário; 
Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo 
do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de 
distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão 
contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da 
ANEEL. 
Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário;  
Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados 
no Período de Referência; e 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso. 
 
9. 
A aludida Cláusula Sexta do citado termo aditivo estabelece que nos reajustes e revisões 
tarifários ordinários a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes 
da receita da distribuidora, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de 
cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário 
anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta 
de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.  
 
 
III. PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL 
 
 
III.1. DEFINIÇÃO DO PERÍODO DE REFERÊNCIA 
 
10. 
O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o 
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste. 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 27 Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL, de 02/12/2021. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
III.2. CÔMPUTO DE RECEITA ANUAL 
 
11. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora devem ser considerados os dados 
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.  
 
III.3. CÔMPUTO DO PARCELA A 
 
12. 
A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii) 
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (iii) Custo de aquisição de energia 
elétrica e geração própria e (iv) Receitas Irrecuperáveis. 
 
13. 
Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão 
descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. 
 
 
III.3.1. Encargos Setoriais 
 
14. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e 
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, 
com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela 
Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os 
Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022, de 31 de março de 2017. A CDE tem como finalidade: 
 
• o desenvolvimento energético dos Estados;  
• promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
• garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda; 
• prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;  
• prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária;  
• promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Interligado Nacional - SIN;  
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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• prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013); e  
• prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição. 
 
15. 
A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário 
incorpora os seguintes valores: 
 
a) quota anual de CDE Uso. Essa cota é paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante 
encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão 
de energia elétrica. Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos 
em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º 
e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 
2013. 
 
b) quota anual da CDE – Conta COVID (Art. 3º-A do Dec. 10.350/2020). Essa cota é paga 
por todas as concessionárias de distribuição que que aderiram à Conta COVID, nos 
termos da REN 885/2020, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia 
elétrica e nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta COVID, em 
atendimento ao Decreto nº 10.350, de 18/05/2020, e nos termos na Resolução 
Normativa nº 885, de 23/6/2020. 
O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como 
contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos 
respectivos processos tarifários ordinários de 2021. A definição desse encargo tarifário 
para cada distribuidora está vinculada aos recursos recebidos da Conta COVID. 
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº 
9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
 
 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem 
sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. Instituído 
pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo 
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
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.  
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado 
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base 
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende 
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes 
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas 
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à 
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 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária 
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos. 
 
24. 
Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com 
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se 
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período 
compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da 
concessionária de distribuição. 
 
25. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A 
despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do 
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. 
 
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30. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
• Contratos Bilaterais são contratos de livre negociação entre os agentes, dos quais fazem 
parte: os contratos para atendimento do Sistema Interligado Nacional, realizados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado, realizados antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009; os contratos 
firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto 
n° 7.246, de 28 de julho de 2010; , os contratos de energia de Geração Distribuída 
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004; os contratos 
oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 
500 GWh/ano;  
 
• 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 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e 
Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
• Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria 
de concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano ou de 
concessionária que atende o Sistema Isolado, conforme Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
• Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
• 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 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica17.  
 
34. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores 
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – 
CCEE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado. 
 
 
III 3.3.2. Valoração da Compra de Energia 
 
35. 
O Art. 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 
do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
36. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
37. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 18 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.  
 
 
 
17 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. 
18 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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III.3.3.3. Receitas Irrecuperáveis 
 
40. 
Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas 
Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria 
Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 
meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e 
multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe 
de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, 
conforme fórmula abaixo: 
 
𝑉𝑅𝐼=
𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}  
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET 
submódulo 4; 
Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
 
III.4. CÔMPUTO DA PARCELA B 
 
41. 
Submódulo 3.1A do PRORET, o cômputo da Parcela B é efetuado considerando-se as 
condições vigentes e o Mercado de Referência, VPB0. Dessa forma, o valor final de aplicação da Parcela 
“B” na Data do Reajuste em Processamento, VPB1, são calculados da seguinte forma: 
 
 
 
𝑉𝑃𝐵0𝑖=  𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓     
𝑉𝑃𝐵1𝑖= 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴−𝑋) −𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖  
Onde: 
VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; 
TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B;  
Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de 
potência faturados no Período de Referência; 
Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária 
periódica em processamento, quando for o caso; 
VPB1i :Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 
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Fator 𝑷𝒃 𝒊−𝟏: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de Receita Irrecuperável e 
inclui os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior, 
ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o Submódulo 
2.7A; e 
UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data 
Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o Submódulo 2.1A. 
 
42. 
Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0), de modo a retirar os efeitos da 
presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas 
correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
que são apurados considerando o que for efetivamente realizado. 
 
43. 
 Assim, para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), aplica-se o Fator 
Pb i−1,  definido como:  
 
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏 𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 +  𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖−1
𝑉𝑃𝐵1𝑖−1
 
Onde, 
VPBRi-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e  
OR, UD, ERi-1: Valores de Outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados 
no último processo tarifário. 
 
44. 
O Fator X19 , 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. 
 
 
 
19 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
T
Q
Pd
+
+
=
X
Fator 
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46. 
E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais 
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do 
componente T é descrita no Submódulo 2.2A – Custos Operacionais do PRORET. 
 
47. 
Por fim, o valor da componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora aos seus consumidores. Seu cálculo leva em conta a variação 
de sete indicadores, técnicos e comerciais, e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela 
ANEEL. 
 
 
III.5. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS AO REAJUSTE ECONÔMICO 
 
48. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares 
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1, 
4.2A, 4.3 e 4.4A do PRORET20. 
 
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. 
 
 
20  Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em 
http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret 
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• Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o 
cálculo for de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada 
especificamente para este fim. 
• A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias: 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, 
Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes 
financeiros relacionados à Parcela A. 
- Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, 
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas 
Irrecuperáveis. 
• A metodologia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como 
dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. 
 
ii) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. Compensa 
os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto 
na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério 
da Fazenda (MF).  
 
• Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual são atualizados 
pela Selic21. 
• 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. 
 
 
 
21 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data 
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de 
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
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iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário do ciclo anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta 
as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo 
tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de 
juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a 
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET22, 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.  
 
 
 
 
22 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703_Proret_Submod_4_3_V0.pdf 
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V. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
54. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em 
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio 
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de 
irrigação. 
 
55. 
E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o 
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante 
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados 
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve 
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 
 
 
 
VI. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE DECISÕES LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA 
CDE  
 
56. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem 
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas 
controversas no orçamento anual da CDE. 
 
57. 
Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando 
uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da 
ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/201623, 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. 
 
 
 
 
23 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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ANEXO II – RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP 
 
1. 
O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens da 
Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os eventos 
tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do PRORET24. No 
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados: 
Tabela II.1 – Saldo apurado da CVA 
 
* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste 
tarifário anual pela Selic projetada de 7,65%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da 
CVA saldo a compensar no processo tarifário.  
2. 
Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados 
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA. 
3. 
O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 16,28% e está 
detalhado no gráfico a seguir:  
 
 
24 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela aplicação do 
Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2, é apurada a diferença entre 
o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método 3, são repassados os custos cuja cobertura 
tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.  
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
 
Gráfico II.1 – Impacto do saldo da CVA no processo tarifário 
 
4. 
Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 7,78% de redução no reajuste das 
tarifas. 
5. 
A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram significativos 
no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.  
ESS/EER 
6. 
Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ_AR (Alívio 
Retroativo), RES_EXCD_ER (Excedente da CONER), e VL_E_DESC (Custos decorrentes da operação de 
usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde 
PLD<CVU≤CMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o 
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela II.2 – Custos de ESS e EER apurados pela CCEE 
 
 
7. 
Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados nos 
Gráficos II.2. II.3 e Tabela II.3. 
 
 
Gráfico II.2 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS 
 
-R$5
R$0
R$5
R$10
R$15
R$20
R$25
Milhões
ESS
Alívio Retroativo
ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO
Cobertura
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Gráfico II.3 – Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER 
 
Tabela II.3 – Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER 
 
 
Compra de Energia 
8. 
A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra 
de energia da distribuidora.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
-R$10
-R$8
-R$6
-R$4
-R$2
R$0
R$2
R$4
R$6
Milhões
EER
Excedente CONER
Cobertura
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela II.4 – Portfólio de Contratos de Compra de Energia  
 
 
9. 
O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela aplicação 
do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura tarifária concedida 
e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área em cinza representa o 
saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração. 
 
Gráfico II.4 – Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2 
 
10. 
A Tabela II.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3, 
cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela II.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados 
pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.  
0
171
186
180
169
174
163
160
163
194
274
277
185
0
196
196
189
185
185
185
185
185
185
185
185
185
 (60)
 (50)
 (40)
 (30)
 (20)
 (10)
 -
 10
 20
 30
 40
0
50
100
150
200
250
300
set-20
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
ago-21
set-21
Milhões
Saldo Acumulado
Preço Médio
Tarifa de Cobertura
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11. 
Sobre os preços de julho e agosto de 2021, destaca-se que estes tiverem forte impacto dos 
pagamentos do CCEAR-D referente ao 20 Leilão de Energia Existente (produto 2020-2022).   
 
Tabela II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3 
 
 
 
Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE 
 
 
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12. 
O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra 
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura 
tarifária econômica concedida.  
 
Gráfico II.5 – Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida 
 
13. 
O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de 10,48% pode ser segregado para cada 
tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação da 
receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-D, Risco 
Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas, conforme 
custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão detalhados no gráfico a seguir a 
seguir.  
 
Gráfico II.6 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia  
0
50
100
150
200
250
300
350
400
CCEAR-Q
CCEAR-D
CCEN
BILATERAL
CCGF
MCSD
MCSD EN
Preço - Método 2
Efeito Disponibilidade
Risco Hidrológico
Tarifa de Cobertura
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14. 
Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de 
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA. 
 
 
Tabela II.7 – Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia, 
segregado em Método 2 e 3 
 
 
Glosa de Energia 
15. 
Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga real 
superior à energia requerida regulatória, houve aplicação do ajuste da glosa de energia.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela II.8 – Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória 
 
 
Resultado no Mercado de Curto Prazo 
16. 
O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi 
calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes 
resultados: 
• O resultado das compras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre 
01/10/2020 e 01/09/2021, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ -119.698.121,87 
a preços de dezembro/2021. 
• Para o ano civil de 2020: Sobrecontratação de energia de 179.356,36 MWh, que representa 4,28% 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$ 
318.939,59. 
 
17. 
Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das recontabilizações, é de 
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R$ -119.300.583,35, já atualizado para preços de dezembro/2021, com impacto de -7,02% no reajuste das 
tarifas. 
18. 
O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto 
Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.  
 
Gráfico II.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP 
 
19. 
O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra 
de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado 
de curto prazo25 dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no 
gráfico anterior.  
 
 
25 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
500
out-20
nov-20
dez-20
jan-21
fev-21
mar-21
abr-21
mai-21
jun-21
jul-21
ago-21
set-21
GWh
Compra
Venda
Carga Real (MWh)
Contratos (MWh)
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
 
Gráfico II.10 – Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD 
 
Conta Bandeira 
20. 
Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os 
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as 
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. Também 
devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas “Resultado MCP” e “ESS” da Conta Bandeira, pois 
pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens de custos são 
considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta forma, a tabela a 
seguir apresenta o resultado dessa comparação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
-R$ 8,8
-R$ 26,0
-R$ 8,3
R$ 0,3
-R$ 0,5
R$ 1,3
R$ 2,0
R$ 1,8
R$ 1,0
-R$ 29,3
-R$ 18,8 -R$ 21,3
0
100
200
300
400
500
600
700
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
out/20
nov/20
dez/20
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
mai/21
jun/21
jul/21
ago/21
set/21
R$/MWH
R$ MILHÕES
Resultado MCP (R$)
Pmix (R$/MWh)
PLD (R$/MWh)
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela II.9 – Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de 
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira 
 
 
21. 
Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no 
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o 
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi 
de 5,47%.  
22. 
Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já 
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e ESS/CONER, 
chegando a um percentual líquido de 5,80%26.  
 
 
 
26 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas.  
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                                 Processo nº 48500.005030/2020-50 
Tabela II.10 – Impacto líquido por modalidade contratual 
 
 
23. 
Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos 
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, de 
forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite de 
sobrecontratação involuntária para o período.  
 
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 RICARDO MARTINS, CRISTINA SCHIAVI NODA, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, FRANCISCO DE MATTOS FAE, DAVI ANTUNES LIMA
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