O Diretor-Geral da Agência Nacional de Energia ElétriCA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto na Lei 9.427 de 26 de dezembro de 1996, na Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002 , na Lei 14.299, de 5 de janeiro de 2022 , no Decreto m. 9.022 de 31 de março de 2017 e o que consta no Processo 48500.000184/2022-17,

Resolve:

Art. 1º Esta Resolução Normativa dispõe sobre a regulação da Lei nº 14.299 de 2022 .

Art. 2º Aprovar as versões dos Submódulos dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET:

I - Submódulo 5.2, versão 1.2;

II - Submódulo 7.1, versão 2.7; e

III - Submódulo 7.3, versão 2.5.

Art. 3º Alterar os Quadros I e II do Anexo I da Resolução Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022 , incluindo a vigência das novas versões dos Submódulos do PRORET.

Art. 4º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO

ANEXO

ANEXO XXXIX

Módulo 5: Encargos Setoriais Submódulo 5.2

CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO - CDE

Versão 1.2

1. OBJETIVO

1. Estabelecer os procedimentos regulatórios referentes à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, fundo setorial regido pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 , pela Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021 , pelo Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 e pelo Decreto nº 9.022, de 31 de março de 2017 .

2. ABRANGÊNCIA

2. Este Submódulo aplica-se aos seguintes procedimentos da CDE:

Elaboração do Orçamento Anual;

Fixação das quotas anuais pagas por todos os agentes que atendem consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição;

Definição dos repasses de recursos para custeio de benefícios tarifários incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários dos serviços de distribuição e transmissão de energia elétrica;

Gestão econômica e financeira; e

Divulgação de informações.

3. A CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO - CDE

3.1. FONTES DE RECURSOS

3.1.1. PAGAMENTOS DE UBP

3. Os pagamentos anuais realizados pelas concessionárias a título de Uso de Bem Público - UBP, de que trata a Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995 , são fontes de recursos da CDE.

4. A estimativa de arrecadação de UBP, para fins de aprovação do orçamento anual, é feita por meio de previsão da Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração - SCG, com base nos contratos de concessão, a ser encaminhada à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, até 10 de setembro de cada ano.

3.1.2. MULTAS DA ANEEL

5. Os pagamentos de multas aplicadas pela ANEEL, nos termos do art. 3º da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e da Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, ou o quer vier a sucedê-la, são fontes de recursos da CDE.

6. A estimativa de arrecadação de multas, para fins de aprovação do orçamento anual, é feita pela SGT, considerando a média dos valores de multas recolhidas nos últimos três anos. A Superintendência de Administração e Finanças - SAF deverá encaminhar essas informações à SGT até 10 de setembro de cada ano.

3.1.3. QUOTAS ANUAIS

7. Os pagamentos de quotas anuais da CDE efetuados pelos agentes que atendem consumidores finais, cativos e livres, mediante a cobrança das tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia.

8. O montante total a ser arrecadado em quotas anuais da CDE corresponderá à diferença entre as necessidades de recursos e as demais fontes do orçamento anual.

3.1.4. RECURSOS DA UNIÃO

9. É fonte de recursos da CDE, a transferência de recursos do Orçamento Geral da União - OGU, sujeita à disponibilidade orçamentária e financeira, incluindo: os créditos que a União e a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRAS detêm contra a Itaipu Binacional, conforme o art. 17 e art. 18 da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 , observado o limite do art. 16 da Lei nº 12.865, de 9 de outubro de 2013 ; e o pagamento da bonificação pela outorga de que trata o § 7º do art. 8º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 , observado o limite de R$ 3.500.000.000,00 (três bilhões e quinhentos milhões de reais).

10. Os recursos da União a serem considerados para aprovação do orçamento anual serão aqueles publicados, por meio de ato do Ministro de Minas e Energia, ouvido o Ministério da Fazenda, até 15 de setembro de cada ano.

11. Os pagamentos da bonificação pela outorga serão destinados exclusivamente para a finalidade determinada no inciso IX do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 .

3.1.5. RECURSOS DA RGR

12. O Poder concedente define a destinação específica dos recursos da Reserva Global de Reversão - RGR, nos termos da Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971 , com a redação alterada pela Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016 , regulamentada pelo Decreto nº 9.022, de 31 de março 2017, para as seguintes finalidades: a reversão, a encampação, a expansão e a melhoria dos serviços públicos energia elétrica; o custeio de estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, e os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidroelétricos; os empréstimos destinados ao custeio ou investimento a serem realizados por empresa controlada direta ou indiretamente pela União, que tenha sido designada para a prestação de serviço nos termos do § 1º, ou por empresa autorizada conforme § 7º, ambos do art. 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 ; e a CDE.

13. Ao final de cada ano civil, o saldo da Reserva Global de Reversão - RGR, correspondente à diferença entre as receitas do fundo (que inclui quotas pagas pelos agentes, reposição de empréstimos concedidos, amortização e juros de reversão, rendimentos financeiros de seus recursos, juros de mora e multas por atraso de pagamentos ao fundo, dentre outros) e as suas destinações, deve ser transferido à CDE, preservados os recursos necessários para o atendimento da finalidade prevista na alínea "c" do parágrafo 12 deste Submódulo.

14. Para aprovação do orçamento da CDE, a previsão de arrecadação de quotas da RGR a serem pagas pelos agentes de geração e transmissão de energia, os montantes e o cronograma de desembolso dos empréstimos destinados às distribuidoras designadas para a prestação do serviço e o saldo do fundo de reversão, serão informados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF à SGT até 10 de setembro de cada ano.

15. A ELETROBRAS deverá informar à CCEE, até 10 de setembro de cada ano, a previsão de reposição de financiamentos concedidos pela RGR.

16. A CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o orçamento consolidado da RGR, com a previsão total de gastos e receitas do fundo.

17. Após Audiência Pública e análise da SFF, o orçamento da RGR será aprovado pela ANEEL, em conjunto com o orçamento da CDE.

3.1.6. APORTE ELETROBRAS - Lei 14.182/2021 - Art 4º, I

18. Conforme definido pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) por meio da Resolução CNPE nº 15, de 31 de agosto de 2021, estão previstos aportes anuais à CDE a serem realizados pela Eletrobrás após sua desestatização.

19. O aporte inicial corresponde a R$ 5 bilhões, com data-base de janeiro de 2022, e deve ocorrer em até 30 dias após a assinatura dos novos contratos de concessão das usinas sob gestão da Eletrobrás e suas subsidiárias. Nos 25 anos subsequentes, de 2023 a 2047, o aporte deve ocorrer até o dia 20 do mês de abril de cada ano, cujos valores estão definidos no quadro a seguir, todos na data-base de janeiro de 2022. Para efetivo recolhimento ao fundo setorial, os valores deverão ser atualizados pelo IPCA, ou índice que venha a substituí-lo.

3.1.7. OUTROS
    
    
20. Também são fontes de recursos da CDE, os saldos dos exercícios anteriores, os juros de mora e multas aplicados nos pagamentos em atraso à CDE e à RGR e os rendimentos auferidos com o investimento financeiro de seus recursos, entre outros.
    
    
21. Adicionalmente, serão considerados como fonte de recursos da CDE, os recursos destinados pela Eletrobrás que até o ano de 2037 não estejam comprometidos com projetos contratados ou aprovados relacionados aos Programas de:
    
    
Revitalização dos recursos hídricos das bacias dos rios São Francisco e Rio Parnaíba (Lei 14.182, art. 6º) redução estrutural de custos de geração de energia na Amazônia Legal e de navegabilidade do Rio Madeira e do Rio Tocantins ( Lei 14.182/2021 , art. 7º); e
    
    
revitalização dos recursos hídricos das bacias hidrográficas na área de influência dos reservatórios das usinas hidrelétricas de Furnas ( Lei 14.182/2021 , art. 8º).
    
    
3.2. DESTINAÇÃO DOS RECURSOS
    
    
3.2.1. UNIVERSALIZAÇÃO
    
    
22. A CDE busca promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional, nos termos do art. 14 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 , do Decreto nº 7.520, de 8 de julho de 2011 , e da regulamentação da ANEEL.
    
    
23. As previsões de gastos da CDE referentes ao "Programa Luz para Todos" - PLpT a serem consideradas para aprovação do orçamento anual serão aquelas publicadas, por meio de ato do Ministro de Minas e Energia, até 15 de setembro de cada ano, após consulta pública.
    
    
3.2.2. TARIFA SOCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA - TSEE
    
    
24. Dentre as finalidades da CDE está a subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda, de que tratam a Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010 , conforme o Decreto nº 7.583, de 13 de outubro de 2011 , e a regulamentação da ANEEL.
    
    
25. A estimativa de repasses da CDE para a subvenção à TSEE, para fins de aprovação do orçamento anual da CDE, será feita pela ANEEL a partir de informações referentes aos benefícios tarifários médios concedidos nos últimos anos, à projeção de crescimento da carga divulgada pelo Operador Nacional do Sistema - ONS e à projeção do IPCA divulgada pelo BACEN, e encaminhadas anualmente à CCEE até 15 de setembro de cada ano.
    
    
3.2.3. CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS - CCC
    
    
26. A CDE busca prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, os termos da Lei nº 12.111, 9 de dezembro de 2009 , do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010 , e da regulamentação da ANEEL.
    
    
27. O ONS encaminhará à CCEE, até 15 de setembro de cada ano, o planejamento da operação dos sistemas isolados, com indicação das quantidades eficientes previstas de combustíveis e de geração de todas as fontes disponíveis, além da importação de energia, para fins de consolidação do Plano Anual de Custos - PAC a CCC, por parte da CCEE.
    
    
28. A SGT publicará, até 05 de outubro de cada ano, por meio de Despacho, o custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada do Sistema Interligado Nacional - SIN (ACR médio), os fatores de corte de perdas regulatórias (fc).
    
    
29. A CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o PAC da CCC.
    
    
30. Para fins de aprovação do orçamento da CDE, deverá ser levado em consideração os limites de reembolso previstos na Resolução Normativa nº 801/2017.
    
    
31. Após Audiência Pública e análise da SRG, o Plano Anual de Custos - PAC da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC será considerado no processo de aprovação anual do orçamento da CDE.
    
    
3.2.4. CARVÃO MINERAL
    
    
32. A CDE busca promover a competitividade de energia produzida a partir da fonte carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, destinando-se à cobertura do custo de combustível de empreendimentos termelétricos em operação até 6 de fevereiro de 1998, e de usinas enquadradas no § 2º do art. 11 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 .
    
    
33. A cobertura do carvão mineral ocorrerá para usinas termelétricas a carvão mineral nacional, situadas nas regiões abrangidas pelos sistemas elétricos interligados, que participam da otimização dos referidos sistemas e que mantenham, a partir de 1º de janeiro de 2004, a obrigatoriedade de compra mínima de combustível estipulada nos contratos vigentes em 29 de abril de 2002.
    
    
34. A CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, a previsão de gastos com a subvenção do carvão mineral para aprovação do orçamento da CDE, considerando o estoque de carvão mineral custeado pela CDE e não consumido no ano anterior e o estoque estratégico do combustível, conforme Resolução Normativa nº 801/2017.
    
    
35. Para fins de aprovação do orçamento da CDE, deverá ser levado em consideração os limites de reembolso previstos na Resolução Normativa 801/2017, ou o quer vier a sucedê-la.
    
    
36. Após Audiência Pública e análise da SRG, o Plano Anual de Custos da Subconta Carvão Mineral - PACcarvão será considerado no processo de aprovação anual do orçamento da CDE.
    
    
3.2.5. COMPETITIVIDADE DE ENERGIA PRODUZIDA A PARTIR DE DETERMINADAS FONTES
    
    
37. A CDE busca promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar e fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa e outras fontes renováveis, na forma estabelecida em ato do Ministro de Minas e Energia.
    
    
38. As previsões de gastos da CDE referentes a essas rubricas a serem consideradas para aprovação do orçamento anual da CDE serão aquelas publicadas, por meio de ato do Ministro de Minas e Energia, até 15 de setembro de cada ano, após consulta pública.
    
    
39. O custeio dessas finalidades ocorrerá com recursos destinados à CDE exclusivamente para esses fins.
    
    
3.2.6. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NA DISTRIBUIÇÃO
    
    
40. Os recursos da CDE também visam custear benefícios nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica, de que trata o artigo 1º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 .
    
    
41. Os benefícios custeados pela CDE são destinados aos seguintes usuários do serviço de distribuição, nos termos da regulamentação da ANEEL:
    
    
gerador e consumidor de fonte incentivada;
    
    
atividade de irrigação e aquicultura em horário especial;
    
    
agente de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano;
    
    
serviço público de água, esgoto e saneamento;
    
    
classe rural;
    
    
subclasse cooperativa de eletrificação rural; e
    
    
subclasse serviço público de irrigação.
    
    
42. As previsões de gastos da CDE com benefícios tarifários na distribuição, a serem consideradas para aprovação do orçamento anual da CDE serão feitas pela ANEEL, a partir de informações referentes aos benefícios tarifários médios concedidos nos últimos anos, à projeção de crescimento da carga divulgada pelo ONS e à projeção do IPCA divulgada pelo BACEN, e encaminhadas anualmente à CCEE até 15 de setembro de cada ano.
    
    
3.2.7. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NA TRANSMISSÃO
    
    
43. Os recursos da CDE também se destinam a custear benefícios aplicados nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão - TUSTs concedidos aos geradores e consumidores de fonte incentivada, de que trata a Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o quer vier a sucedê-la.
    
    
44. Os benefícios tarifários apurados nos últimos 12 meses e a previsão da alíquota de PIS/Cofins a ser considerado no reembolso da CDE, por transmissora, para o ano civil subsequente serão encaminhados pelo ONS à SGT até o dia 30 de agosto de cada ano.
    
    
45. As previsões de gastos da CDE com benefícios tarifários na transmissão serão feitas pela SGT, a partir das TUSTs vigentes, da previsão das TUSTs a serem homologadas com vigência a partir de julho do próximo ano, dos montantes de uso contratados para o próximo ano e da previsão da alíquota de PIS/Cofins por transmissora.
    
    
46. A estimativa do orçamento associado aos benefícios tarifários na transmissão será encaminhada pela SGT à CCEE até 15 de setembro de cada ano, incluindo a estimativa de tributos competentes.
    
    
3.2.8.RECURSOS PARA A MODICIDADE TARIFÁRIA - DESESTATIZAÇÃO ELETROBRAS
    
    
47. A destinação de recursos para a modicidade tarifária vincula-se diretamente aos aportes anuais a serem realizados pela Eletrobrás à CDE em atendimento ao disposto no inciso I, artigo 4º da Lei nº 14.182/2022 . Tais recursos se destinam exclusivamente às distribuidoras de energia elétrica para fins da modicidade tarifária no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).
    
    
3.2.9. CUSTOS OPERACIONAIS, ADMINISTRATIVOS, FINANCEIROS E TRIBUTÁRIOS (CAFT) DA CCEE
    
    
48. Os valores relativos à gestão e à movimentação da CDE, da CCC e da RGR pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, incluídos os custos administrativos, os custos financeiros e os tributos, são custeados pelos recursos da CDE.
    
    
49. Esses valores não podem exceder a 0,2% (dois décimos por cento) do orçamento anual da CDE, sendo excluídos desse limite os encargos tributários.
    
    
50. A CCEE apresentará a previsão de CAFTs relativos à administração e à movimentação da CDE, da CCC e da RGR para o próximo ano no orçamento consolidado que encaminhará à ANEEL até 15 de outubro de cada ano.
    
    
51. Após Audiência Pública e análise da SFF, os CAFTs da CDE, da CCC e da RGR serão considerados em conjunto no processo de aprovação anual do orçamento da CDE.
    
    
3.2.10. PROGRAMA DE DESENVOLVIMENTO E QUALIFICAÇÃO DE MÃO DE OBRA TÉCNICA
    
    
52. Os recursos da CDE poderão ser destinados a Programas de Desenvolvimento e Qualificação de Mão de Obra Técnica, no segmento de instalação de equipamentos de energia fotovoltaica, conforme regulamentação pelo poder concedente.
    
    
53. As previsões de dispêndios da CDE referentes a esses programas a serem consideradas para aprovação do orçamento anual serão aquelas publicadas, por meio de ato do Ministro de Minas e Energia, até 15 de setembro de cada ano, após consulta pública.
    
    
54. O custeio dessas finalidades ocorrerá com recursos destinados à CDE exclusivamente para esses fins.
    
    
3.2.11. SUBVENÇÃO PARA COOPERATIVAS DE ELETRIFICAÇÃO RURAL
    
    
55. A subvenção para cooperativas de eletrificação rural refere-se à compensação do impacto tarifário decorrente da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, em relação à principal distribuidora, de que trata os parágrafos § 2º ao § 7º do art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 .
    
    
56. A subvenção para cooperativas de eletrificação rural será homologada no processo de revisão tarifária periódica da principal supridora, de acordo com o Submódulo 8.5 do PRORET.
    
    
57. As previsões de subvenção para cooperativas de cooperativas de eletrificação rural serão feitas pela SGT, a partir dos valores homologados no último ano, e serão encaminhadas à CCEE até 15 de setembro de cada ano.
    
    
3.2.12.SUBVENÇÃO PARA CONCESSIONÁRIAS COM MERCADO PRÓPRIO ANUAL INFERIOR A 350 GWh
    
    
58. A subvenção para as concessionárias com mercado próprio anual inferior a 350 GWh refere-se à modicidade tarifária relativa a consumidores atendidos por essas concessionárias, de modo que as tarifas aplicáveis não poderão ser superiores às tarifas da concessionária de área adjacente com mercado próprio anual superior a 700 GWh, na mesma unidade federativa, de que trata o Art. 2º da Lei nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022 .
    
    
59. A subvenção para as concessionárias com mercado próprio anual inferior a 350 GWh será homologada no processo tarifário anual da concessionária afetada.
    
    
60. As previsões de subvenção para concessionárias com mercado próprio anual inferior a 350 GWh serão feitas pela SGT, a partir dos valores homologados no último ano, e serão encaminhadas à CCEE até 15 de setembro de cada ano.
    
    
3.2.13. RESERVA TÉCNICA
    
    
61. A reserva técnica é destinada a garantir os compromissos assumidos pela CDE, não podendo ultrapassar 5% do valor do orçamento anual da CDE.
    
    
62. A reserva técnica pode ser utilizada para cobrir as diferenças entre os fluxos de receitas e despesas mensais e as frustações de caixa, a exemplo de inadimplências e/ou ações judiciais.
    
    
63. Para fins de aprovação do orçamento da CDE, da CCC e da RGR, a CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o orçamento consolidado da ANEEL, incluindo o valor da reserva técnica, para a aprovação da ANEEL.
    
    
3.2.14. OUTROS
    
    
64. A CDE provê ainda recursos para a instalação do ramal de conexão, do kit de instalação interna e do padrão de entrada sem o medidor para domicílios rurais com ligações monofásicas ou bifásicas, destinadas a famílias de baixa renda não atendidas pelo PLpT, conforme disposição do art. 3º do Decreto nº 7.520, de 8 de julho de 2011 , e Resolução Normativa nº 488, de 15 de maio de 2012, ou o quer vier a sucedê-la.
    
    
65. A estimativa de repasses da CDE para os dispêndios descritos no parágrafo anterior, para fins de aprovação do orçamento da CDE, é feita pela SRD e encaminhadas à SGT até 10 de setembro de cada ano.
    
    
66. Além das finalidades acima descritas, a CDE também se destina a custear eventuais restos a pagar de anos anteriores.
    
    
4. RITO ORÇAMENTÁRIO
    
    
67. O orçamento da CDE será consolidado anualmente pela CCEE e aprovado pela ANEEL.
    
    
68. Por meio de ato do Ministro de Estado de Minas e Energia, deverão ser publicadas, até 15 de setembro de cada ano, as previsões dos gastos referentes aos itens 3.2.1, 3.2.5, 3.2.9, após consulta pública e os recursos do item 3.1.4, ouvido o Ministério da Fazenda.
    
    
69. A CCEE receberá da ANEEL, até 15 de setembro de cada ano, as previsões dos gastos referentes aos itens 3.1.5, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.6, 3.2.7, 3.2.10. 3.2.11 e 3.2.13, dos recursos referentes aos itens 3.1.1 e 3.1.2, e, até que se encerre o prazo de devolução, dos valores referidos nos § 5º e § 7º do art. 4º-A do Decreto nº 7.891, de 2013 .
    
    
70. A CCEE receberá do ONS, até 15 de setembro de cada ano, o planejamento da operação dos sistemas isolados, com indicação das quantidades eficientes previstas de combustíveis e de geração de todas as fontes disponíveis, além da importação de energia, para fins de consolidação do Plano Anual de Custos da CCC - PAC, por parte da CCEE, conforme Acordo Operacional celebrado entre CCEE e ONS.
    
    
71. Para fins de aprovação do orçamento e da fixação das quotas anuais da CDE, a CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o orçamento consolidado da CDE, que conterá previsão de todas as despesas e as receitas do fundo do ano civil subsequente.
    
    
72. Após a realização de Audiência Pública, pelo período de 30 dias, e para fins de aprovação do orçamento da CDE, a ANEEL poderá atualizar quaisquer informações/estimativas apresentadas na Audiência Pública, observando as regras e critérios definidos neste Submódulo.
    
    
73. Após a audiência pública, até 10 de janeiro de cada ano, a ANEEL aprovará o orçamento anual da CDE, as quotas anuais a serem pagas pelos agentes de distribuição e transmissão de energia e os custos unitários a serem considerados nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão.
    
    
74. Os agentes ou beneficiários do PACccc e do PACcarvão deverão prestar as informações requeridas pela CCEE até 15 de setembro para a elaboração do orçamento da CCC e da CDE, respectivamente.
    
    
5. QUOTAS ANUAIS
    
    
5.1. REGRA DE RATEIO DAS QUOTAS ANUAIS
    
    
75. O montante a ser arrecadado em quotas anuais da CDE corresponderá à diferença entre as necessidades de recursos e as demais fontes do orçamento anual aprovado pela ANEEL.
    
    
76. Esse montante será rateado entre os agentes de transmissão e distribuição de energia, e repassado às tarifas de uso dos consumidores finais, cativos e livres, considerando o custo unitário da CDE, definido em R$ por MWh.
    
    
77. O custo unitário da CDE será calculado considerando a quota anual aprovada pela ANEEL, o mercado faturado entre setembro do ano "n-2" e agosto do ano "n-1 e as tarifas de referência, definidas por subsistema e nível de tensão de atendimento.
    
    
78. O mercado dos consumidores cativos e livres do sistema de distribuição é deduzido do mercado Subclasse Residencial Baixa Renda, do Consumidor Livre Autoprodutor e do Produtor Independente de Energia. As informações são obtidas do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica - SAMP.
    
    
79. Para o mercado de transmissão, consideram-se as informações do ONS e para a identificação do mercado livre e geração própria associada, as informações da CCEE.
    
    
80. As tarifas de referência, constantes da Tabela 1, proporcionam um ajuste gradual e uniforme dos custos unitários da CDE, no período de 2017 a 2030, para que não haja diferenciação regional e a diferenciação por nível de tensão obedeça à proporção AT = 1/3 BT e MT = 2/3 BT, nos termos dos parágrafos 3º a 3º-G do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 .
    
    
Tabela 1 - Tarifas de Referência CDE

81. Os custos unitários da CDE, por subsistema e nível de tensão, são definidos anualmente por meio de Resolução Homologatória, a ser publicada até 10 de janeiro de cada ano, no mesmo ato de aprovação do orçamento anual da CDE.

82. As quotas dos agentes de transmissão são definidas mensalmente por meio de Despacho da SGT, até quatro dias úteis anteriores à respectiva data de pagamento, resultante da aplicação do custo unitário da CDE para o respectivo subsistema e nível de mercado, ao mercado realizado.

83. A aplicação da TUST-CDE segue o mesmo período de vigência do orçamento anual da CDE.

84. Para as concessionárias e permissionárias de distribuição, as quotas são definidas nos respectivos processos tarifários, resultante da aplicação do custo unitário da CDE, para o respectivo subsistema e nível de mercado, ao mercado de referência do processo tarifário. Essas quotas são definidas para os doze meses subsequentes ao respectivo processo tarifário anual.

85. Na hipótese de insuficiência de recursos nos fundos da CDE, da CCC e da RGR, a CCEE deverá comunicar à ANEEL a necessidade de revisão do orçamento anual da CDE, caso em que a Agência analisará a conveniência e a oportunidade de se proceder uma Revisão Tarifária Extraordinária das quotas anuais a serem rateadas entre os agentes de transmissão e distribuição, sendo repassadas às tarifas dos consumidores finais.

5.2. PROCEDIMENTOS DE COBRANÇA DAS QUOTAS ANUAIS

86. As quotas anuais das concessionárias de distribuição deverão ser convertidas em duodécimos e recolhidas à CDE até o dia 10 (dez) do mês de competência.

87. As quotas mensais das concessionárias de transmissão deverão ser recolhidas à CDE até o dia 10 (dez) do terceiro mês subsequente ao de medição.

88. Quando a data de vencimento das quotas mensais da CDE coincidir com dia em que não haja expediente bancário, a liquidação deverá ser efetivada no primeiro dia útil imediatamente posterior.

89. A inadimplência no recolhimento das quotas mensais da CDE implicará a aplicação de multa de 2% (dois por cento) e juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, " pro rata tempore", sobre o valor total não recolhido, sem prejuízo da aplicação de penalidades previstas na Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, ou o quer vier a sucedê-la.

6. GESTÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA

90. Compete à CCEE realizar a movimentação da CDE, da CCC e da RGR, de modo a não obter vantagem ou prejuízo econômico ou financeiro e sem assumir compromissos ou riscos incompatíveis com a sua condição de gestora.

91. A CCEE utilizará contas-correntes específicas para a gestão administrativa e a movimentação dos recursos financeiros da CDE, da CCC e da RGR.

92. Os saldos disponíveis nas contas-correntes de que trata o item anterior deverão ser aplicados em investimentos financeiros de baixo risco.

93. A CCEE pode realizar transferências de recursos entre a CDE, a CCC e a RGR, no limite da disponibilidade de recursos e desde que observadas as destinações dos recursos de cada fundo estabelecidos na legislação vigente.

94. O atraso nos desembolsos da CDE, CCC e da RGR, por insuficiência de recursos, ensejará a incidência dos juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, pro rata tempore, custeada pela conta setorial, sem prejuízo da aplicação de penalidades previstas na Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, ou o quer vier a sucedê-la.

95. Se o atraso nos desembolsos da CDE, CCC e RGR ocorrer por responsabilidade imputada ao beneficiário, somente haverá a incidência dos emolumentos previstos no item anterior, se ultrapassado o prazo limite de 30 dias da solicitação do beneficiário.

96. Ajustes nos valores dos desembolsos da CDE, CCC e RGR, que gerem créditos ou débitos aos beneficiários das Contas, em função da correção ou reprocessamento de dados, com responsabilidade imputada ao beneficiário ou à CCEE, incluindo os resultados de processos fiscalizatórios da ANEEL, serão atualizados monetariamente pelo IPCA.
    
    
97. O inadimplemento, pelas concessionárias, pelas permissionárias e pelas autorizadas, no recolhimento dos encargos tarifários criados por lei acarretará a impossibilidade de revisão, exceto a extraordinária, e de reajuste de seus níveis de tarifas, assim como de recebimento de recursos provenientes da RGR, CDE e CCC.
    
    
98. A CCEE comunicará mensalmente à ANEEL o eventual inadimplemento do concessionário em relação ao recolhimento das quotas mensais e das outras obrigações relativas à RGR e à CDE.
    
    
99. Compete à CCEE realizar o parcelamento de débitos relativos às quotas mensais da CDE e RGR em atraso, mediante requerimento escrito e fundamentado do Agente Setorial interessado.
    
    
100. Regra geral, o prazo do parcelamento concedido ao Agente Setorial será de no máximo 12 (doze) meses. Somente em situações excepcionais, o parcelamento se dará em período superior, caso em que deverá ser submetido à aprovação da ANEEL.
    
    
101. A CCEE poderá realizar encontro de contas dos débitos e créditos dos agentes com benefícios e obrigações vencidas relacionadas aos fundos setoriais.
    
    
102. O valor objeto do parcelamento consolidado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE deverá ser remunerado mensalmente por 111% da taxa do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC pelo período do parcelamento.
    
    
103. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE deverá exigir dos Agentes Setoriais a constituição de garantia(s) suficiente(s) para cobertura de, no mínimo, 3 (três) parcelas do parcelamento concedido e idônea(s) em seu favor.
    
    
104. Sobre o valor das obrigações inadimplidas pelo Agente Setorial será aplicada multa de 2% (dois por cento) acrescidos de juros moratórios de 1% (um por cento) ao mês, incidentes sobre o saldo devedor vencido acrescido da multa, que serão calculados pro rata tempore.
    
    
105. O contrato deverá prever que o parcelamento poderá ser cancelado automaticamente, com vencimento antecipado da dívida e com a devida execução da garantia ofertada, quando houver inadimplência de 2 (duas) parcelas consecutivas.
    
    
106. Novo pedido de parcelamento somente será deferido depois de quitado o parcelamento já concedido.
    
    
107. O deferimento de parcelamento não descaracteriza a infração cometida pelo agente setorial e, portanto, não suspende e/ou interrompe eventual processo punitivo já instaurado.
    
    
108. Na hipótese de insuficiência de recursos no fundo da CDE, a CCEE deverá efetuar, na data da efetivação do pagamento, os desembolsos de forma proporcional aos direitos dos beneficiários, preservadas as finalidades cujos recursos possuem destinação específica, conforme item 6.1, e o CAFT da CCEE.
    
    
109. Os procedimentos de regularização das despesas em atraso devem observar a priorização das pendências mais antigas e a isonomia entre os credores.
    
    
110. A CCEE deve editar, publicar e revisar os Procedimentos de Contas Setoriais para o detalhamento operacional e financeiro da CDE, CCC e da RGR, conforme disposto na Resolução nº 801/2017, ou o que vier a sucedê-la.
    
    
111. A CCEE deverá analisar e efetuar o processamento das solicitações dos agentes, referentes aos reembolsos da CCC e da Subconta Carvão Mineral, cabendo à ANEEL esclarecer eventuais dúvidas quanto aos normativos aplicáveis.
    
    
112. A CCEE deverá efetuar o processamento das solicitações das distribuidoras referentes à compensação dos benefícios tarifários concedidos aos usuários do serviço de distribuição, conforme definido neste Submódulo.
    
    
113. Compete à CCEE efetuar os repasses de recursos da CDE às concessionárias de transmissão relativos à compensação pelos benefícios tarifários concedidos aos usuários do serviço de transmissão, conforme valores informados mensalmente pelo ONS.
    
    
114. Compete à CCEE realizar em até 10 (dez) dias o pagamento ou o recebimento de parcelas de contratos celebrados com recursos da CDE para a universalização do serviço de energia elétrica, após a devida comunicação pela ELETROBRAS.
    
    
115. Os recursos da CDE, da CCC e da RGR não transitarão nas contas de resultados da CCEE, em razão da inexistência de disponibilidade econômica ou jurídica.
    
    
6.1. RECURSOS COM DESTINAÇÃO ESPECÍFICA
    
    
116. O custeio da competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar e fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, outras fontes renováveis e do programa de desenvolvimento e qualificação de mão de obra técnica ocorrerá com recursos destinados à CDE exclusivamente para estes fins.
    
    
117. Os custos com a realização de obras no sistema de distribuição de energia elétrica, com prestação de serviços, fornecimento de equipamentos e materiais, na cidade do Rio de Janeiro, definidas pela Autoridade Pública Olímpica - APO, para atendimento aos requisitos determinados pelo Comitê Olímpico Internacional - COI serão cobertos por receita obtida mediante transferência orçamentária a ser feita entre o Ministério dos Esportes e o Ministério de Minas e Energia.
    
    
118. Os recursos provenientes do pagamento da bonificação pela outorga de que trata o § 7º do art. 8º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 , observado o limite de R$ 3.500.000.000,00 (três bilhões e quinhentos milhões de reais) serão destinados exclusivamente para prover recursos para o pagamento dos reembolsos das despesas com aquisição de combustível, incorridas até 30 de abril de 2016 pelas concessionárias titulares das concessões de que trata o art. 4º-A da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009 , comprovadas, porém não reembolsadas por força das exigências de eficiência econômica e energética, incluindo atualizações monetárias.
    
    
7. PRESTAÇÃO DE CONTAS
    
    
119. A CCEE elaborará, anualmente, Relatório de Prestação de Contas do Exercício da CDE, da CCC e da RGR, que deverá:
    
    
abranger as demonstrações financeiras, análise de conformidade dos valores pagos, memória de cálculo, situação de inadimplência e consonância com o orçamento aprovado, bem como a justificativa do uso de recursos provenientes de reserva técnica;
    
    
ser objeto de manifestação de auditoria independente, contratada pela CCEE;
    
    
ser enviado para a ANEEL até 31 dia maio do ano subsequente, com a aprovação de seu Conselho de Administração e de sua Assembleia Geral; e
    
    
ser tornado público, com a divulgação em espaço criado em sítio da internet.
    
    
8. DO REPASSE DE RECURSOS AOS AGENTES
    
    
120. Para fins de repasse de recursos da CDE, CCC e RGR, os beneficiários devem estar adimplentes com as obrigações setoriais, bem como com suas obrigações fiscais, devendo as certidões a seguir especificadas estarem válidas até a data de vencimento de cada pagamento, e ser enviadas até 5 (cinco) dias úteis antes da data estabelecida para cada reembolso:
    
    
a. Certidão de Adimplência da ANEEL;
    
    
b. Certidão Conjunta Negativa de Débitos Relativos aos Tributos Federais e à Dívida Ativa da União ou Certidão Conjunta Positiva com Efeitos de Negativa de Débitos Relativos aos Tributos Federais e à Dívida Ativa da União;
    
    
c. Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa de regularidade fiscal para com a Fazenda Estadual/Distrital, inclusive quanto à Dívida Ativa;
    
    
d. Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa de regularidade fiscal para com a Fazenda Municipal; e
    
    
e. Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa de cadastro do Fundo de Garantia por Tempo de Serviço da Caixa Econômica Federal (FGTS).
    
    
8.1. DO REEMBOLSO DE BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS
    
    
121. O reembolso dos benefícios tarifários dispostos nos itens 3.2.2 e 3.2.6 será processado a partir das informações individualizadas para cada beneficiário, recebidas pela ANEEL, conforme disposições do Submódulo 10.6 do PRORET.
    
    
122. O repasse concedido a cada beneficiário será apurado considerando a diferença entre o faturamento dos respectivos montantes com as respectivas tarifas homologadas, para cada variável de faturamento, sem a consideração dos benefícios tarifários, e o faturamento dos mesmos montantes e tarifas homologadas, contudo considerando os benefícios tarifários. Em ambos os casos, sem a incidência dos tributos e bandeiras tarifárias.
    
    
123. No caso do item 3.2.2, TSEE, o benefício tarifário concedido para fins de reembolso pela CDE será apurado pela diferença entre a receita que seria obtida pelo faturamento com a tarifa homologada do subgrupo B1 subclasse Baixa Renda e a receita obtida com a aplicação da tarifa reduzida pelo benefício concedido.
    
    
124. No caso do faturamento do acesso de outra distribuidora, o valor referente ao repasse de reembolso da CDE será a diferença entre as tarifas publicadas, sem e com desconto, multiplicado pelos montantes de faturamento.
    
    
125. Serão apurados de forma individualizada, conforme Submódulo 10.6 do PRORET, os valores repassados ou cobrados dos beneficiários que não estejam relacionados ao faturamento regular da competência, a exemplo de refaturamentos e procedimentos de recuperação de receita, dentre outros.
    
    
126. O não encaminhamento das informações no prazo estipulado no Submódulo 10.6 do PRORET implicará na suspensão dos pagamentos até a regularização da situação.
    
    
127. Para os benefícios tarifários dispostos no item 3.2.7, o ONS deverá contabilizar para cada concessionária de transmissão o valor não arrecadado a título de Encargo de Uso dos Sistemas de Transmissão, incluindo o custo de PIS/COFINS, em função dos benefícios incidentes sobre as tarifas de que trata a Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-la, e informar à CCEE até 15. dias após a emissão dos Avisos de Débito (AVD)/Avisos de Crédito (AVC) da competência e divulgar essas informações em seu site.
    
    
128. O valor de repasse para as transmissoras será considerando a diferença do faturamento dos respectivos montantes com as respectivas tarifas homologadas, para cada variável de faturamento, sem a consideração dos benefícios tarifários, com do faturamento dos mesmos montantes e tarifas homologadas, contudo considerando os benefícios tarifários. Em ambos os casos, a incidência dos tributos deve ser destacada na informação prestada pelo ONS.
    
    
129. Para os subsídios dispostos no item 3.2.14 relacionados à instalação do ramal de conexão, do kit de instalação interna e do padrão de entrada dos domicílios rurais, as distribuidoras deverão encaminhar à ANEEL., até o décimo dia útil do mês subsequente ao trimestre de referência, as informações referentes às instalações realizadas, conforme Manual de Instruções a ser disponibilizado pela ANEEL.
    
    
8.1.1. DA VALIDAÇÃO DA SOLICITAÇÃO
    
    
130. Para os subsídios dos itens 3.2.2 e 3.2.6 serão validadas pela ANEEL, no mínimo, as seguintes informações:
    
    
a. identificação do beneficiário;
    
    
b. valor do subsídio tarifário; e
    
    
c. informações obrigatórias para o recebimento dos benefícios.
    
    
131. A validação do reembolso solicitado será realizada apenas para os registros em que não forem verificadas inconsistências cadastrais e, erros nos valores repassados o que poderá implicar no recebimento parcial do reembolso solicitado.
    
    
132. Para os subsídios dispostos no item 3.2.14 relacionados à instalação do ramal de conexão, do kit de instalação interna e do padrão de entrada dos domicílios rurais, a validação dos valores terá como limite a tabela de custos de referência homologada pela ANEEL para o trimestre.
    
    
133. A Superintendência de Gestão Tarifária - SGT homologará até o último dia útil do mês subsequente ao do recebimento das informações previstas no Submódulo 10.6 do PRORET, por meio de Despacho, os valores relativos aos itens 3.2.2 e 3.2.6 a serem repassados pela CCEE aos Agentes.
    
    
134. Os registros não validados poderão ser retificados, conforme instruções da ANEEL.
    
    
8.1.2. DO PAGAMENTO DO REEMBOLSO DA CDE
    
    
135. A CCEE realizará o pagamento do reembolso para os registros validados nos seguintes prazos:
    
    
a. distribuidoras: até o décimo dia útil do mês subsequente à respectiva homologação pela ANEEL, e b.concessionárias de transmissão: até o décimo dia útil do segundo mês subsequente ao da competência do faturamento.
    
    
136. Os pagamentos realizados em atraso por motivo de responsabilidade dos Agentes, exclusiva ou concorrente, ocorrerão sem atualização monetária.
    
    
8.1.3. DA AUDITORIA E FISCALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES
    
    
137. Quando da realização dos procedimentos de auditoria e de fiscalização da concessão dos benefícios tarifários, a ANEEL poderá encaminhar à CCEE determinações contendo eventuais glosas a serem compensadas nos pagamentos subsequentes dos reembolsos da CDE aos Agentes, assegurado o direito à ampla defesa e ao contraditório
    
    
138. As glosas encaminhadas pela ANEEL até o último dia útil devem ser processadas pela CCEE no pagamento do reembolso imediatamente subsequente.
    
    
139. Nos procedimentos de auditoria e de fiscalização, a ANEEL poderá determinar aos Agentes o cancelamento dos benefícios tarifários que não atenderem aos critérios de elegibilidade.
    
    
8.2. DO REPASSE PARA A MODICIDADE TARIFÁRIA - DESESTATIZAÇÃO ELETROBAS
    
    
140. O repasse às distribuidoras previsto no item 3.2.8 deverá ocorrer em até 5 dias úteis da publicação do ato da ANEEL e corresponderá ao rateio do aporte anual da Eletrobras e seu valor será fixado anualmente por meio de Despacho da Superintendência de Gestão Tarifária a ser publicado até o dia 30 de abril.
    
    
141. O rateio do aporte anual será realizado de forma proporcional aos montantes de energia descontratados em decorrência da alteração do regime de exploração das concessões do grupo Eletrobrás, aplicando-se para tanto, o rateio com base no fator de garantia física ponderado dos Contratos de Cota de Garantia Física (CCGF) associados às usinas do grupo Eletrobras e vigentes no mês anterior ao aporte anual.
    
    
8.3. OUTROS BENEFÍCIOS
    
    
142. O reembolso da CCC e da Subconta Carvão Mineral deverá seguir as disposições normativas específicas.
    
    
143. O pagamento de parcelas de contratos celebrados com recursos da CDE para a universalização do serviço de energia elétrica deverá ser realizado de acordo com as informações fornecidas pela ELETROBRAS.
    
    
9. DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES
    
    
144. As receitas e despesas da CDE deverão ser tornadas públicas, em sítio da internet.
    
    
9.1. PUBLICIDADE PELA ANEEL
    
    
145. A ANEEL publicará em seu sítio da internet: o orçamento anual, os custos unitários da CDE e as quotas fixadas para os agentes.
    
    
146. A ANEEL disponibilizará as informações dos beneficiários, a razão social ou nome e o número de inscrição no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica - CNPJ ou no Cadastro de Pessoas Físicas - CPF, desde que recebidas nos termos do Submódulo
    
    
10.6. do PRORET.
    
    
9.2. PUBLICIDADE PELA CCEE
    
    
147. A CCEE deverá divulgar mensalmente, até o 10º dia útil do mês, em seu sítio na internet, todas as informações relativas a respeito da CDE, CCC e RGR, com a possibilidade da aplicação de filtros por período e agente beneficiário, contendo, no mínimo:
    
    
i. os saldos e a movimentação financeira das contas, com discriminação da origem dos valores recebidos e da destinação dos valores gastos;
    
    
ii. a memória de cálculo dos reembolsos da CCC e do Carvão Mineral;
    
    
iii. a relação e vigência dos contratos que são objeto dos fundos setoriais, inclusive aqueles decorrentes de parcelamentos de dívidas, exceto aqueles geridos pela Eletrobras;
    
    
9.3. PUBLICIDADE PELA ELETROBRAS
    
    
148. A Eletrobras deverá divulgar mensalmente, até o 10º dia útil do mês, em seu sítio na internet, os valores a serem repassados e recebidos para cumprimento do PLpT e dos contratos de financiamentos celebrados no âmbito da CDE e da RGR.
    
    
Nessa relação deverá estar discriminada a inadimplência bem como a vigência dos contratos.
    
    
149. Em relação aos agentes financiados, a Eletrobras deverá divulgar a razão social ou nome e o número de inscrição no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica - CNPJ ou no Cadastro de Pessoas Físicas - CPF, e os valores devidos e recebidos.
    
    
10. DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS
    
    
150. Até a completa devolução pelos consumidores cativos, os recursos repassados às distribuidoras nos termos do Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013 e do Decreto 8.203, de 07 de março de 2014 serão fontes de recursos da CDE e serão aprovadas as quotas anuais e mensais para as concessionárias de distribuição conjuntamente com o orçamento da CDE.
    
    
151. As quotas mensais referidas no item anterior serão definidas para os doze meses a partir da competência do respectivo processo anual, devendo ser recolhidas diretamente à gestora do fundo até o dia 10 do mês seguinte ao da competência.
    
    
152. Até o completo pagamento dos custos com a realização de obras no sistema de distribuição de energia elétrica, com prestação de serviços, fornecimento de equipamentos e materiais, na cidade do Rio de Janeiro, definidas pela Autoridade Pública Olímpica - APO, a ANEEL no processo de definição do orçamento da CDE deverá considerar como item de despesa esses dispêndios, tendo como contrapartida na receita aporte de igual valor a ser obtido mediante transferência orçamentária a ser feita entre o Ministério dos Esportes e o Ministério de Minas e Energia.
    
    
153. Os reembolsos dos benefícios tarifários concedidos aos usuários dos serviços de distribuição de energia, de que tratam os itens 3.2.2, 3.2.6 e 8 deste Submódulo, continuarão a ser realizados conforme regulamentos atualmente vigentes até a entrada em vigor das disposições previstas no Submódulo 10.6 do PRORET e conforme orientações da ANEEL, com exceção da metodologia de cálculo prevista no item 116, que passa a vigorar a partir do primeiro processo tarifário homologado após a publicação deste Submódulo.
    
    
154. A concatenação das quotas das concessionárias de distribuição com os seus respectivos processos tarifários dependerá da devida previsão orçamentária.
    
    
155. A CCEE, na condição de nova gestora dos Fundos Setoriais Conta de Desenvolvimento Energético - CDE e Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, deverá celebrar Termos Aditivos aos contratos que envolvam recursos destes fundos, assinados em data anterior a 30 de abril de 2017, visando substituir a Centrais Elétricas Brasileiros S.A. - Eletrobras.
    
    
156. A celebração dos Termos Aditivos para esses contratos assinados pela Centrais Elétricas Brasileiros S.A. - Eletrobras está dispensada de qualquer anuência da ANEEL, cabendo à CCEE manter as mesmas cláusulas constantes dos contratos originais, visando apenas efetuar a substituição da Eletrobras pela CCEE, que poderá aprimorar as garantias de parcelamento mediante negociação
    
    
157. Permanecerá sob responsabilidade da Eletrobras quaisquer atos praticados na elaboração, gestão e execução destes contratos até o dia 30 de abril de 2017.
    
    
158. Com relação ao reembolso dos benefícios tarifários na transmissão, o ONS deverá incluir nas informações repassadas à CCEE, a partir da competência de julho de 2017, o custo de PIS/COFINS na contabilização para cada concessionária de transmissão do valor não arrecadado a título de Encargo de Uso dos Sistemas de Transmissão.
    
    
ANEXO LI
Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição
    
    
Submódulo 7.1
    
    
PROCEDIMENTOS GERAIS
    
    
Versão 2.7
    
    
1. OBJETIVO
    
    
1. Estabelecer os procedimentos gerais a serem aplicados ao processo de definição da Estrutura Tarifária para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
    
    
2. ABRANGÊNCIA
    
    
2. Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
    
    
3. CRITÉRIOS GERAIS
    
    
3. Estrutura Tarifária é um conjunto de tarifas aplicadas ao faturamento do mercado de distribuição de energia elétrica, que refletem a diferenciação relativa dos custos regulatórios da distribuidora entre os subgrupos, classes e subclasses tarifárias, de acordo com as modalidades e os postos tarifários.
    
    
4. O custo regulatório - Receita Requerida ou Receita Anual - é obtido, respectivamente, nos processos de revisão ou de reajuste tarifário, sendo decomposto em diversos componentes tarifários que refletem nas funções de custo: Transporte, Perdas, Encargos e Energia comprada para revenda. Por sua vez, as funções de custo agregam-se para formar as tarifas:
    
    
a) TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição;
    
    
b) TE - Tarifa de Energia.
    
    
5. A partir das funções de custo, constroem-se, tanto para TUSD quanto para TE, as diferentes modalidades tarifárias, com base em critério temporal - postos tarifários - e por faixa de tensão - grupos/subgrupos tarifários.
    
    
6. Para a definição da TUSD e da TE, serão utilizados os conceitos, critérios, procedimentos e metodologias descritas neste Submódulo e nos seguintes:
    
    
a) Submódulo 7.2: Tarifas de Referência;
    
    
b) Submódulo 7.3: Tarifas de Aplicação;
    
    
c) Submódulo 7.4: Tarifas para Centrais Geradoras;
    
    
d) Submódulo 6.3: Encargo de Conexão; e
    
    
e) Submódulo 6.8: Bandeiras Tarifárias.
    
    
4. DEFINIÇÕES
    
    
7. São adotados os seguintes termos e conceitos:
    
    
I - TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição: valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em R$/MWh ou em R$/kW, utilizado para efetuar o faturamento mensal de usuários do sistema de distribuição de energia elétrica pelo uso do sistema;
    
    
II - TUST - Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão: TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, relativa ao uso de transformadores de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV e Demais Instalações de Transmissão - DIT, quando de uso em caráter compartilhado, conforme Resolução Normativa nº 67/2004, art. 3º, inciso II e art. 4º, inciso III, ou o que vier a sucedê-lo;
    
    
III - TE - Tarifa de Energia: valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em R$/MWh, utilizado para efetuar o faturamento mensal pela distribuidora referente ao consumo de energia dos seguintes contratos:
    
    
a) Contrato de Compra de Energia Regulada - CCER, nos termos da Resolução Normativa nº 414/2010, art. 62, ou o que vier a sucedê-lo;
    
    
b) Contrato de fornecimento de consumidores do grupo A, nos termos da Resolução Normativa nº 414/2010, art. 63, ou o que vier a sucedê-lo;
    
    
c) Contrato de Adesão de consumidores do grupo B, nos termos da Resolução Normativa nº 414/2010, art. 60, ou o que vier a sucedê-lo;
    
    
d) Contrato de Compra e Venda da Energia - CCE, para suprimento de concessionária ou permissionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano, nos termos do PRORET, Submódulo 11.1;
    
    
V - Mercado de Referência: definido no PRORET, Submódulo 2.1;
    
    
V - Período de Referência: definido no PRORET, Submódulo 2.1;
    
    
VI - Benefício Tarifário: descontos e subsídios concedidos em atos legais e normativos;
    
    
VII - Bandeiras Tarifárias: sistema tarifário que tem como finalidade sinalizar aos consumidores faturados pela distribuidora, por meio de adicional na Tarifa de Energia, dos custos da geração de energia elétrica.
    
    
5. SUBGRUPOS E MODALIDADES TARIFÁRIAS
    
    
8. Para os usuários do sistema de distribuição, a TUSD diferencia-se por subgrupo, posto e modalidade tarifária. A TE diferencia-se por posto e modalidade tarifária.
    
    
9. Os usuários do sistema de distribuição são classificados em grupos e subgrupos tarifários, conforme incisos XXXVII e XXXVIII, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 414/2010, ou o que vier a sucedê-los.
    
    
10. Os postos tarifários são:
    
    
I - Posto Tarifário Ponta: período composto por três horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, exceto para fins de semana e os feriados definidos na Resolução Normativa nº 414/2010, art. 2º, inciso LVIII, ou o que vier a sucedê-lo;
    
    
II - Posto Tarifário Intermediário: período de duas horas, sendo uma hora imediatamente anterior e outra imediatamente posterior ao posto ponta;
    
    
II - Posto Tarifário Fora de Ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas nos postos ponta e intermediário.
    
    
11. É admitida a flexibilização dos postos tarifários conforme disposto no item 10 deste Submódulo.
    
    
12. As modalidades tarifárias são:
    
    
I - Modalidade tarifária horária Azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia;
    
    
II - Modalidade tarifária horária Verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia, assim como de uma única tarifa de demanda de potência;
    
    
II - Modalidade tarifária Convencional Binômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência, independentemente das horas de utilização do dia;
    
    
V - Modalidade tarifária horária Branca: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, conforme Resolução Normativa nº 414/2010, ou o que vier a sucedê-la, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia;
    
    
V - Modalidade tarifária Convencional Monômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, independentemente das horas de utilização do dia;
    
    
VI - Modalidade tarifária Geração: aplicada às centrais geradoras e aos agentes importadores conectados aos sistemas de distribuição, caracterizada por tarifas de demanda de potência, independentemente das horas de utilização do dia;
    
    
VII - Modalidade tarifária Distribuição: aplicada às concessionárias ou às permissionárias de distribuição conectadas aos sistemas de outra distribuidora, caracterizada por tarifas diferenciadas de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia, e de consumo de energia elétrica;
    
    
II - Modalidade tarifária pré-pagamento: aplicada no faturamento das unidades consumidoras que aderirem ao sistema de faturamento pré-pago nos termos da Resolução Normativa nº 610/2014, ou o que vier a sucedê-la;
    
    
13. Para os agentes exportadores, aplicam-se as modalidades tarifárias das unidades consumidoras, respeitados os subgrupos tarifários.
    
    
14. A Tabela 1 apresenta os subgrupos tarifários e as modalidades tarifárias, com as respectivas grandezas de faturamento, na forma de TUSD e de TE.
    
    
Tabela 1: Tarifas aplicadas aos Subgrupos e Modalidades Tarifárias
    
    
6. COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD

15. Os custos regulatórios que formam a TUSD são definidos no processo de reajuste ou revisão tarifária.
    
    
16. As funções de custos da TUSD são formadas de acordo com os seguintes componentes tarifários:
    
    
I - TUSD TRANSPORTE - parcela da TUSD que compreende a TUSD FIO A e a TUSD FIO B, sendo:
    
    
a) TUSD FIO A - formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade de terceiros, compreendida por:
    
    
i) uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica;
    
    
ii) uso dos transformadores de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV e das DIT compartilhadas;
    
    
iii) uso dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras; e
    
    
iv) conexão às instalações de transmissão ou de distribuição.
    
    
b) TUSD FIO B - formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade da própria distribuidora que compõem a Parcela B, compreendida por:
    
    
i) custo anual dos ativos (CAA); ii) custo de administração, operação e manutenção (CAOM).
    
    
II - TUSD ENCARGOS - parcela da TUSD que recupera os custos de:
    
    
a) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética - P&D_EE;
    
    
b) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE;
    
    
c) Contribuição para o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS;
    
    
d) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE;
    
    
e) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; e
    
    
f) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético associada aos Empréstimos da Conta COVID e Conta Escassez Hídrica - CDE CONTAS
    
    
II - TUSD PERDAS - parcela da TUSD que recupera os custos regulatórios com:
    
    
a) Perdas técnicas do sistema da distribuidora;
    
    
b) Perdas não técnicas;
    
    
c) Perdas na Rede Básica devido às perdas regulatórias da distribuidora; e
    
    
d) Receitas Irrecuperáveis.
    
    
V - TUSD OUTROS - parcela da TUSD referente:
    
    
a) Subvenção D < 350;
    
    
b) Outros.
    
    
17. A Figura 1 apresenta a TUSD e as funções de custos com os respectivos componentes tarifários:

7. INCIDÊNCIA DA TUSD
    
    
18. Para os usuários do sistema de distribuição, aplicam-se todos os componentes tarifários, exceto:
    
    
I - Para concessionária ou permissionária de distribuição, o inciso II e a alínea "b" do inciso III do parágrafo 16 deste Submódulo;
    
    
II - Para a subclasse baixa renda, as alíneas "d", "e" e "f" do inciso II do parágrafo 16 deste Submódulo;
    
    
II - Para a parcela do consumo atendido por empreendimento próprio de produção independente e/ou de autoprodução, as alíneas "d", "e" e "f" do inciso II do parágrafo 16 deste Submódulo; e
    
    
V - Para centrais geradoras que possuem uma forma específica de cálculo da TUSD, conforme descrito nos Submódulos 7.3 e 7.4.
    
    
19. A TUSD classifica-se em:
    
    
I - TUSD AZUL:
    
    
a) TUSD AZUL ponta - R$/kW;
    
    
b) TUSD AZUL fora ponta - R$/kW; e
    
    
c) TUSD AZUL - R$/MWh - definida sem distinção horária.
    
    
II - TUSD VERDE:
    
    
a) TUSD VERDE - R$/kW - definida sem distinção horária;
    
    
b) TUSD VERDE ponta - R$/MWh; e
    
    
c) TUSD VERDE fora ponta - R$/MWh.
    
    
II - TUSD CONVENCIONAL binômia - R$/kW e R$/MWh - definida sem distinção horária;
    
    
V - TUSD BRANCA:
    
    
a) TUSD BRANCA ponta - R$/MWh;
    
    
b) TUSD BRANCA intermediária - R$/MWh; e
    
    
c) TUSD BRANCA fora ponta - R$/MWh.
    
    
V - TUSD CONVENCIONAL monômia - R$/MWh - definida sem distinção horária;
    
    
VI - TUSD DISTRIBUIÇÃO - TUSDd:
    
    
a) TUSD DISTRIBUIÇÃO ponta - R$/kW;
    
    
b) TUSD DISTRIBUIÇÃO fora ponta - R$/kW; e
    
    
c) TUSD DISTRIBUIÇÃO - R$/MWh - definida sem distinção horária.
    
    
VII - TUSD GERAÇÃO - TUSDg - R$/kW - definida sem distinção horária.
    
    
8. COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE ENERGIA - TE
    
    
20. Os custos regulatórios que formam a TE são definidos no processo de reajuste ou revisão tarifária.
    
    
21. As funções de custos da TE são formadas de acordo com os seguintes componentes tarifários:
    
    
I - TE ENERGIA - é a parcela da TE que recupera os custos pela compra de energia elétrica para revenda ao consumidor, incluindo:
    
    
i) compra nos leilões do Ambiente de Contratação Regulada - ACR; ii) quota de Itaipu; iii) geração própria; iv) aquisição do atual agente supridor;
    
    
v) compra de geração distribuída.
    
    
II - TE ENCARGOS - é a parcela da TE que recupera os custos de:
    
    
a) Encargos de Serviços de Sistema - ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER;
    
    
b) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética - P&D_EE;
    
    
c) Contribuição sobre Uso de Recursos Hídricos - CFURH;
    
    
d) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético associada aos Empréstimos da Conta COVID e Conta Escassez Hídrica - TE CDE; e
    
    
e) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético para modicidade tarifária resultado da desestatização da Eletrobras - CDE ELET.
    
    
II - TE TRANSPORTE - é a parcela da TE que recupera os custos de transmissão relacionados ao transporte de Itaipu e à Rede Básica de Itaipu.
    
    
V - TE PERDAS - é a parcela da TE que recupera os custos com perdas na Rede Básica devido ao mercado de referência de energia.
    
    
V - TE OUTROS - parcela da TE referente:
    
    
a) Subvenção D < 350;
    
    
b) Outros.
    
    
22. A Figura 2 apresenta a TE e as funções de custos com os respectivos componentes tarifários:

9. INCIDÊNCIA DA TE
    
    
23. Para o mercado de referência da TE, definido no parágrafo 7 deste Submódulo, aplicam-se todos os componentes tarifários, exceto:
    
    
I - Para concessionária ou permissionária de distribuição que possua Contrato de Compra e Venda de Energia - CCE com o agente de distribuição supridor, agente da CCEE, o inciso IV do parágrafo
    
    
21. deste Submódulo; e
    
    
II - Para concessionária ou permissionária de distribuição que possua Contrato de Compra e Venda de Energia - CCE com o agente de distribuição supridor, cotista de Itaipu, o inciso III do parágrafo
    
    
21. deste Submódulo.
    
    
24. A TE classifica-se em:
    
    
I - Horária - é segmentada em dois postos tarifários ou períodos de faturamento:
    
    
a) TE ponta - R$/MWh;
    
    
b) TE intermediária - R$/MWh; e
    
    
c) TE fora ponta - R$/MWh.
    
    
II - TE convencional - R$/MWh - definida sem distinção horária.
    
    
II - TE suprimento - R$/MWh - definida sem distinção horária.
    
    
10. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
    
    
25. De forma a adequar a estrutura tarifária, tanto a distribuidora quanto os consumidores podem propor alterações, com análise substantiva, comprovando ser mais adequado e oportuno ao interesse público do que a proposta padrão, nos seguintes parâmetros de construção da tarifa de uso:
    
    
I - Utilização ou não do posto intermediário para a modalidade tarifária horária Branca;
    
    
II - Utilização do posto intermediário para a modalidade tarifária horária Branca, em horário e duração diversa daquela estabelecida, sempre em períodos conjugados ao posto ponta;
    
    
II - Utilização de relação ponta/fora ponta/intermediário para a modalidade tarifária horária Branca diversa daquela estabelecida na proposta padrão;
    
    
V - Utilização de relação entre a TUSD do posto fora de ponta da modalidade tarifária horária Branca e a TUSD da modalidade tarifária convencional - parâmetro kz - diversa daquela estabelecida na proposta padrão para cada subgrupo tarifário;
    
    
V - Utilização de relação ponta/fora ponta para as modalidades tarifárias horárias Azul e Verde diversa daquela estabelecida na proposta padrão;
    
    
VI - Fator de carga do cruzamento das retas tarifárias Azul e Verde;
    
    
VII - Valores dos Custos Marginais de Expansão calculados pela ANEEL, baseados em metodologia de custos médios; e
    
    
II - Definição de horário de ponta distinto para parcela do mercado nos termos da Resolução Normativa nº 414/2010, art. 59, ou o que vier a sucedê-la.
    
    
26. A distribuidora deve apresentar sua proposta conforme cronograma definido no Submódulo 10.1 e os consumidores, durante o rito da Audiência Pública específica da revisão.
    
    
27. Cabe à ANEEL analisar as propostas e definir os parâmetros a serem utilizados.
    
    
28. A Estrutura Tarifária Padrão, proposta pela ANEEL, terá os seguintes fatores:
    
    
Tabela 2: Fatores para Construção de Tarifas

11. PUBLICAÇÃO DAS TARIFAS DE APLICAÇÃO
    
    
29. A TUSD e a TE serão publicadas nas respectivas resoluções homologatórias de reajuste e revisão tarifária para cada modalidade e subgrupo tarifário.
    
    
12. DA FATURA DO CONSUMIDOR FINAL
    
    
30. A distribuidora deve disponibilizar aos consumidores do grupo B e aos consumidores do grupo A optantes pelas tarifas do grupo B, o valor correspondente à energia, ao serviço de distribuição, à transmissão, às perdas de energia, aos encargos setoriais e aos tributos.
    
    
31. A informação mencionada no item anterior dar-se-á pela disponibilização da mesma no sítio da distribuidora, por meio de comunicado aos consumidores ou pela fatura de energia elétrica.
    
    
Tabela 3: Apresentação dos valores na fatura

32. Para os consumidores do grupo A, a ANEEL disponibilizará, em até 15 (quinze) dias após publicação da respectiva resolução homologatória, em seu sítio na internet, os valores das tarifas segregados nos componentes tarifários.
    
    
13. DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS
    
    
13.1. MODALIDADE TARIFÁRIA CONVENCIONAL BINÔMIA
    
    
33. A modalidade tarifária convencional binômia será aplicada até o término do 3CRTP.
    
    
34. Nas revisões tarifárias, a partir de 2015, serão consideradas as tarifas de referência, conforme Submódulo 7.2, para a modalidade tarifária convencional binômia na definição das TUSD e TE, contudo, não serão publicadas Tarifas de Aplicação para essa modalidade.
    
    
13.2. MODALIDADES TARIFÁRIAS PARA O SISTEMA ISOLADO
    
    
35. Aplicam-se ao sistema isolado as mesmas modalidades tarifárias do Sistema Interligado Nacional - SIN.
    
    
13.3. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
    
    
36. A ANEEL poderá propor período de transição em virtude de impactos tarifários significativos aos usuários do sistema de distribuição provenientes da aplicação deste PRORET.
    
    
13.4. EFEITO AO CONSUMIDOR
    
    
37. Na divulgação dos resultados do processo tarifário, será apurado o Efeito ao Consumidor por subgrupo e modalidade tarifária, considerando um consumidor-padrão equivalente ao Mercado de Referência.
    
    
13.5. DESCONTO PARA FONTES INCENTIVADAS
    
    
38. O percentual de redução ao qual se refere o inciso II do art. 5º da Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-lo, será aplicado sobre a função de custo TUSD TRANSPORTE.
    
    
ANEXO LIII
Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição Submódulo 7.3
    
    
TARIFAS DE APLICAÇÃO
    
    
Versão 2.5
    
    
1. OBJETIVO
    
    
1. Estabelecer a metodologia de cálculo das Tarifas de Aplicação, necessárias para a definição da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD e da Tarifa de Energia - TE.
    
    
2. ABRANGÊNCIA
    
    
2. Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
    
    
3. TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD DE APLICAÇÃO
    
    
3. A TUSD é formada pelos componentes tarifários: TRANSPORTE, PERDAS, ENCARGOS e OUTROS.
    
    
4. O cálculo da TUSD de Aplicação subdivide-se em duas etapas: definição da TUSD base econômica e da TUSD base financeira.
    
    
I - TUSD base econômica: corresponde à TUSD, sem incidência de qualquer benefício tarifário, apurada com base no mercado de referência e no custo regulatório econômico da distribuidora - Receita Anual ou Receita Requerida Econômica; e
    
    
II - TUSD base financeira: corresponde à TUSD, apurada com base no mercado de referência e nos custos regulatórios financeiros e da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA.
    
    
5. A TUSD de Aplicação será o somatório da TUSD base econômica e TUSD base financeira.
    
    
3.1. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE ECONÔMICA
    
    
6. A TUSD base econômica corresponde ao produto das Tarifas de Referência, definidas no Submódulo 7.2 do PRORET, por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
    
    
7. O fator multiplicativo por componente tarifário da TUSD base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório econômico e a receita de referência, deduzidos do custo regulatório econômico a receita referente a unidades consumidoras do subgrupo A1, centrais geradoras, e distribuidoras, conforme itens 6, 7 e 8 desse Submódulo.
    
    
8. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo mercado de referência, por componente tarifário.
    
    
3.2. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE FINANCEIRA
    
    
9. A TUSD base financeira corresponde ao produto da TUSD base econômica por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
    
    
10. O fator multiplicativo por componente tarifário da TUSD base financeira é obtido com base nos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET e no mercado de referência, desconsiderado, por componente tarifário, o mercado sobre o qual não irão incidir os componentes financeiros, conforme regulamentado neste Módulo do PRORET.
    
    
11. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelos mesmos critérios de definição:
    
    
i) das Tarifas de Referência;
    
    
ii) do componente tarifário perdas não técnicas; ou
    
    
iii) pelo critério percentual.
    
    
4. TARIFA DE ENERGIA - TE DE APLICAÇÃO
    
    
12. A TE é formada pelos componentes tarifários: ENERGIA, PERDAS, ENCARGOS, TRANSPORTE e OUTROS.
    
    
13. O cálculo da TE de Aplicação subdivide-se em duas etapas: definição da TE base econômica e da TE base financeira.
    
    
I - TE base econômica: corresponde à TE, sem incidência de qualquer benefício tarifário, apurada com base no mercado de referência e no custo regulatório econômico da distribuidora - Receita Anual ou Receita Requerida Econômica; e
    
    
II - TE base financeira: corresponde à TE, apurada com base no mercado de referência e no custo regulatório financeiro da distribuidora.
    
    
14. A TE de Aplicação será o somatório da TE base econômica e TE base financeira.
    
    
4.1. DEFINIÇÃO DA TE BASE ECONÔMICA
    
    
15. A TE base econômica corresponde ao produto das Tarifas de Referência, definidas no Submódulo 7.2 do PRORET, por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
    
    
16. O fator multiplicativo por componente tarifário da TE base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório econômico e a receita de referência, considerando a não incidência do fator sobre determinados componentes tarifários da TE suprimento conforme item 4.3.
    
    
17. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo mercado de referência, por componente tarifário.
    
    
4.2. DEFINIÇÃO DA TE BASE FINANCEIRA
    
    
18. A TE base financeira corresponde ao produto da TE base econômica por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
    
    
19. O fator multiplicativo por componente tarifário da TE base financeira é obtido com base nos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET e no mercado de referência.
    
    
20. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelo mesmo critério de definição das Tarifas de Referência da TE.
    
    
4.3. DEFINIÇÃO DA TE SUPRIMENTO
    
    
21. A TE suprimento, aplicada às concessionárias e permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano, conforme Submódulo 11.1 do PRORET, será obtida da seguinte forma:
    
    
a) os componentes tarifários da TE, salvo o relativo à energia comprada para revenda, deverão ser divididos pelo mercado de referência de energia da concessionária supridora;
    
    
b) o componente tarifário relativo a energia comprada para revenda para suprimento deverá ser dividida pelo montante de energia regulatório excluído o montante relativo ao PROINFA.
    
    
22. Não se aplica o componente tarifário TE TRANSPORTE para a concessionária ou permissionária suprida que seja detentora de quota-parte de Itaipu.
    
    
5. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS
    
    
23. Benefícios tarifários são descontos e subsídios incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme segregação abaixo:
    
    
Carga Fonte Incentivada - redução tarifária na TUSD de consumidores devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 , art. 26, § 1º e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedêla;
    
    
Geração Fonte Incentivada - redução tarifária na TUSD de centrais geradoras devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 , art. 26, § 1º e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-la;
    
    
Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento - redução tarifária da TUSD e TE das unidades consumidoras da subclasse serviço público de água, esgoto e saneamento, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 ;
    
    
Baixa Renda - Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE, definida conforme Lei nº 12.212 de 20 de janeiro de 2010 e que também possui isenção de pagamento de PROINFA, conforme Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 , art. 3º, aplicada as unidades consumidoras da classe residencial, subclasse residencial baixa renda;
    
    
Rural - redução tarifária da TUSD e TE das unidades consumidoras da classe rural, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 ;
    
    
Serviço Público de Irrigação - redução tarifária da TUSD e TE das unidades consumidoras da classe rural, subclasse serviço público de irrigação, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 ;
    
    
Distribuição - redução tarifária da TUSD e TE aplicada no atendimento de concessionárias ou permissionárias, conforme Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, arts. 51 e 52 ;
    
    
Irrigante e Aquicultura Horário Especial - redução tarifária da TUSD e TE aplicada ao consumo verificado em horário específico, nas atividades de irrigação e aquicultura das unidades consumidoras da classe rural, conforme Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, art. 25 ;
    
    
Cooperativa de Eletrificação Rural: redução tarifária da TUSD e TE aplicada às cooperativas autorizadas ou não regularizadas pela ANEEL, da classe rural, subclasse cooperativa de eletrificação rural, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 .
    
    
5.1. CONSIDERAÇÕES DOS BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NO CÁLCULO DAS TARIFAS
    
    
24. O cálculo das tarifas base econômica e financeira da TUSD e da TE será realizado considerando o valor integral das tarifas, sem a incidência dos eventuais benefícios descritos no item 5.
    
    
25. As Tarifas de Aplicação para os benefícios descritos nos itens "c", "e", "f" e "i" do parágrafo 24 serão obtidas considerando as reduções de vinte por cento ao ano sobre o valor inicial do desconto estabelecido no processo tarifário de 2018, até que o desconto seja nulo, em consonância com o disposto nos art. 53-A, 53-J, 53-K e 53-R da Resolução Normativa nº 414/2010, ou o que vier a sucedê-los.
    
    
26. O percentual de redução ao qual se refere o inciso II do art. 5º da Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-lo, será aplicado sobre a função de custo TUSD TRANSPORTE.
    
    
27. Para as concessionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, o desconto vigente que incide sobre a TUSD Fio B será retirado em um período de 5 anos, à razão de 1/5 ao ano, a partir do processo tarifário subsequente à revisão 2.1 deste Submódulo.
    
    
28. Os descontos na TUSD e na TE aplicada às permissionárias de distribuição serão apurados conforme Submódulo 8.1 e 8.3.
    
    
29. A resolução homologatória do processo tarifário da distribuidora irá apresentar a respectiva Tarifa de Aplicação para cada benefício tarifário, ou o detalhamento da forma de aplicação do benefício.
    
    
5.2. MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO
    
    
30. Mercado de Referência Ajustado é o Mercado de Referência modificado para cálculo da previsão dos benefícios tarifários.
    
    
31. Para fins de cálculo da Estrutura Tarifária a distribuidora deverá encaminhar o Mercado de Referência segregado em mercado de TUSD (R$/kW e R$/MWh) e em mercado de TE (R$/MWh), para cada subgrupo, modalidade e posto tarifário, conforme definições do Submódulo 7.1, considerando a incidência de benefícios tarifários. Deve-se observar ainda a incidência de tarifas específicas para determinados usuários nos termos da regulamentação vigente.
    
    
5.3. COBERTURA DOS SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
    
    
32. Serão homologados no processo tarifário ou em processo específico, os valores previstos referentes aos benefícios tarifários de que trata o item 5.1 deste Submódulo, a serem custeados com recursos da CDE, conforme Decreto nº 7.891 de 23 de janeiro de 2013 .

33. Serão homologados no processo tarifário ou em processo específico, o ajuste entre os valores da cobertura dos subsídios tarifários de que trata o parágrafo anterior e os valores realizados.

6. TARIFA DE APLICAÇÃO - CENTRAIS GERADORAS

34. As Tarifas de Aplicação para centrais geradoras são obtidas conforme disposto no Submódulo 7.4.

35. Em consonância com o item 3.1 e de acordo com o Submódulo 7.4, em determinados casos, os custos recuperados pelas centrais geradoras, por meio do Mercado de Referência e da Tarifa de Aplicação, devem ser deduzidos da base econômica, por componente tarifário.

7. TARIFA DE APLICAÇÃO - UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1

36. O disposto neste item aplica-se às unidades consumidoras conectadas em tensão igual ou superior a 230 kV, classificada no subgrupo A1, que tenham celebrado Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição - CUSD.

37. A TUSD TRANSPORTE base econômica não será atualizada pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência. Os demais componentes tarifários da base econômica serão apurados conforme disposto no item 3.1.

38. Além das condições dispostas no Módulo 3 do PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo, a parcela do encargo vinculado ao Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição - CCD celebrado pela unidade consumidora, referente às instalações de propriedade da distribuidora, será apurada pela ANEEL, conforme Submódulo 6.3 do PRORET.

39. Os custos recuperados pelo encargo de conexão devem ser deduzidos da base econômica, por componente tarifário, nos termos do item 3.1.

8. TARIFA DE APLICAÇÃO - MODALIDADE DISTRIBUIÇÃO

40. A TUSD TRANSPORTE base econômica para as distribuidoras acessantes classificadas como Tipo D1, conforme Submódulo 7.2 do PRORET, não será atualizada pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência. Os demais componentes tarifários da base econômica serão apurados conforme disposto no item 3.1.

41. A TUSD TRANSPORTE base econômica para as distribuidoras acessantes classificadas como Tipo D2; D3, D4 e D5, conforme Submódulo 7.2 do PRORET, serão atualizadas pelo fator multiplicativo, conforme disposto no item 3.1.

42. As distribuidoras acessantes classificadas como Tipo D1 e D3 deverão remunerar por meio de encargo de conexão vinculado a um CCD, as instalações de propriedade da distribuidora acessada de uso exclusivo.

43. O encargo de conexão será calculado conforme Submódulo 6.3 do PRORET.

44. Os custos recuperados pelo encargo de conexão devem ser deduzidos da base econômica, por componente tarifário, nos termos do item 3.1.

9. TARIFA DE APLICAÇÃO - SUBVENÇÃO DISTRIBUIDORAS COM MERCADO PRÓPRIO ANUAL INFERIOR A 350 GWh

45. A Tarifa de Aplicação das concessionárias com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano será limitada ao valor da Tarifa de Aplicação da concessionária adjacente, da mesma unidade federativa, conforme:

Para o grupo B, caso a tarifa de aplicação do Subgrupo B1, modalidade convencional, classe residencial, subclasse residencial, da concessionária com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano seja superior à respectiva tarifa da concessionária adjacente, substituise a tabela de tarifas de aplicação, TUSD e TE, pela tabela de tarifas de aplicação da concessionária adjacente; e

Para o grupo A, caso a tarifa média da concessionária com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano, de determinado subgrupo, seja superior à respectiva tarifa média da concessionária adjacente, avalia-se se deve-se alterar a tabela tarifária da TUSD, da TE, ou ambas, do subgrupo com tarifa média superior.

46. A tarifa média que trata o item b do parágrafo 45 será definida pela razão entre a receita total de cada subgrupo, incluindo as receitas auferida com TUSD e TE, e o mercado de referência TUSD em MWh, para a definição da substituição ou não da tabela tarifária

47. A avaliação da substituição da tabela tarifária da TUSD e/ou TE se dará pela comparação entre as tarifas médias TUSD e TE da concessionária com mercado próprios inferior a 350 GWH/ano e a concessionária adjacente, definidas, respectivamente, como a razão entre a receita total de TUSD e o mercado de referência TUSD em MWh, e a razão entre a receita total de TE e o mercado de referência TUSD em MWh.

48. As componentes tarifárias TUSD - Subvenção D < 350 e TE - Subvenção D < 350, terão apenas componente financeiro, dado pela diferença entre a tarifa de aplicação, considerando a aplicação do disposto nos parágrafos 45, 46 e 47, e a tarifa originalmente calculada.

49. A concessionárias com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano terá direito a subvenção, conforme disciplina a Lei nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022 , caso se aplique uma das tabelas tarifárias da concessionária adjacente, dada pela diferença de tarifas aplicada ao mercado de referência.

50. Anualmente, no processo tarifário da concessionária com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano será realizada a comparação entre as tarifas.

51. Anualmente, quando da publicação do resultado da avaliação do mercado das concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição do Sistema Interligado Nacional - SIN, com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano, se fará a publicação das concessionárias com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano e elegíveis à aplicação do disposto nos parágrafos 45 a 50.