A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista no Decreto nº 10.139, de 28 de novembro de 2019, e na Portaria nº 6.405, de 27 de maio de 2020; e o que consta do Processo nº 48500.006256/2019-34, decide:

Art. 1º Aprovar a versão 2.4 C do Submódulo 7.3, a versão 1.1 C do Submódulo 11.2, a versão 1.2C do Submódulo 12.6 e a versão 1.0 do Submódulo 8.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET.

Art. 2º Alterar o Quadro I do Anexo I da Resolução Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022, conforme a seguir:

MÓDULOS: Submódulo 7.3 - Tarifas de Aplicação; LIII; 2.4 C; Desde 01/08/2022;

MÓDULOS: Submódulo 8.6 - Componentes Financeiros; LIX-A; 1.0; Desde 01/08/2022;

MÓDULOS: Submódulo 11.2 - Alocação de Cotas de Garantia Física das Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783/2013; LIXXI; 1.1 C; Desde 1º/8/2022;

MÓDULOS: Submódulo 12.6 - Alocação de Cotas de Garantia Física das Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783, de 2013; LIXXI; 1.2 C; Desde 1º/8/2022;

Art. 3º. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES

ANEXO LIII

Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição

Submódulo 7.3

TARIFAS DE APLICAÇÃO

Versão 2.3 C

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 e ENCARGOS.

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 e TRANSPORTE.

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.

23. 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

24. 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 sucedê-la;

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

25. 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.

26. 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.

27. 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.

28. 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.

29. Os descontos na TUSD e na TE aplicada às permissionárias de distribuição serão apurados conforme Submódulo 8.1 e 8.3.

30. 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

31. Mercado de Referência Ajustado é o Mercado de Referência modificado para cálculo da previsão dos benefícios tarifários.

32. 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

33. 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.

34. 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

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

36. 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

37. 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.

38. 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.

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.

ANEXO LIX-A

Submódulo 8.6

COMPONENTES FINANCEIROS

Versão 1.0 C

1.OBJETIVO

Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos a serem utilizados na apuração dos Componentes Financeiros aplicáveis às permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica agentes da CCEE.

2.ABRANGÊNCIA

1.Os procedimentos descritos neste Submódulo aplicam-se estritamente às obrigações contraídas em função da aquisição de energia elétrica por meio de Leilões e/ou Chamada Pública, e das obrigações assumidas perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Os demais tratamentos dos componentes tarifários das permissionárias permanecem inalterados

3.ASPECTOS GERAIS

2.As metodologias aplicáveis e os procedimentos a serem utilizados na apuração dos Componentes Financeiros aplicáveis às permissionárias encontram-se regulamentados no Módulo 4 do PRORET, com os ajustes e exceções descritos na Seção 4 deste Submódulo.

3.Os critérios de admissão dos Componentes Financeiros no cálculo tarifário estão descritos no Módulo 4 do PRORET. Quaisquer montantes, faturas ou pleitos que não atenderem o critério de admissibilidade serão desconsiderados.

4.Quando o critério de admissibilidade se basear em faturas de compra ou venda de serviços, só serão admissíveis aqueles valores que forem validados pela Fiscalização da ANEEL.

5.Para fins de cálculo dos Componentes Financeiros, o período de referência corresponde aos dozes meses anteriores ao mês do reajuste ou revisão tarifária em processamento.

4.COMPONENTES FINANCEIROS

6.A lista dos componentes financeiros abaixo é taxativa e abarca as obrigações contraídas pelas permissionárias com a aquisição de energia elétrica por meio de Leilões e/ou Chamada Pública.

(i) Encargos de serviços de sistema - ESS (Submódulo 4.2);

(ii) Encargo de energia de reserva - EER (Submódulo 4.2);

(iii) Custos de aquisição de energia elétrica (Submódulo 4.2);

(iv) Garantias Financeiras de CCEARs (Submódulo 4.4);

(v) Previsão de Risco Hidrológico (Submódulo 4.4); e

(vi) Recálculo de Processo Tarifário Anterior (Submódulo 4.4).

7.As permissionárias não farão jus a juros prospectivos e a apuração de saldo a compensar dos componentes financeiros.

8.Não serão repassados custos de juros, atualização monetária e multas contratuais de eventuais inadimplências que as permissionárias tenham na CCEE ou relativo a qualquer outro item dos componentes financeiros listados acima.

9.A apuração do componente financeiro das permissionárias será feita no processo tarifário de cada permissionária analisando-se as 12 competências anteriores ao processo desde que cada competência tenha sido liquidada na CCEE até a data de 30 dias anteriores e todas as faturas da competência tenham sido pagas até esta mesma data.

10.Qualquer descasamento entre custos e cobertura tarifária de aquisição de energia das permissionárias será limitado à energia para atender seu mercado regulatório.

11.Não será considerado recálculo do financeiro de glosa de perdas na apuração do componente financeiro das permissionárias decorrente de recontabilizações na CCEE.

12.O resultado de Sobrecontratação no Mercado de Curto Prazo terá repasse tarifário integral do resultado das empresas limitado à 105% da sobrecontratação em relação ao mercado regulatório. Os efeitos de sobrecontratações acima do 105% poderão ser analisados de ofício pela ANEEL ou pleiteados pelas permissionárias desde que demonstrado relevante impacto financeiro.

13.Em casos de contratação abaixo do mercado regulatório para o ano civil, do mesmo modo que é feito às concessionárias, será analisada cada situação específica de exposição involuntária contratual.

ANEXO LXXI

Submódulo 11.2

ALOCAÇÃO DE COTAS DE GARANTIA FÍSICA DAS USINAS ENQUADRADAS NA LEI Nº 12.783/2013

Versão 1.0 C

1. OBJETIVO

Estabelecer os critérios e procedimentos para a alocação de cotas de garantia física e de potência das usinas hidrelétricas enquadradas na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, às concessionárias de distribuição do Sistema Interligado Nacional - SIN.

2. ABRANGÊNCIA

Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às revisões de alocações de cotas de garantia física e de potência das usinas hidrelétricas enquadradas na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, vigentes de 2018 em diante.

3. PROCEDIMENTOS GERAIS

As revisões de cotas de garantia física com vigência até 2017 são regulamentadas pela Resolução Normativa - REN nº 631, de 25 de novembro de 2014, e pela REN nº 702, de 1º de março de 2016, ou o que vier a sucedê-las.

Processos de revisão de cotas de garantia física a ocorrer de 2018 em diante deverão atender às disposições deste Submódulo.

Revisões serão realizadas a partir da edição de Resolução Homologatória que defina os percentuais de garantia física de cada usina em regime de cotas alocados a cada concessionária de distribuição a cada ano.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE deverá apurar os montantes de cotas alocados a cada distribuidora a partir da aplicação dos fatores homologados pela ANEEL sobre a garantia física vigente de cada usina hidrelétrica deduzida da parcela não destinada ao regime de cotas.

Para fins de aferição de lastro contratual, deverá ser considerado 90% dos montantes apurados pela CCEE, conforme estabelecido no Art. 8º do Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, com alteração realizada por meio do Art. 4º do Decreto nº 9.143, de 22 de agosto de 2017. Alterações supervenientes em relação ao percentual, procedidas pelo Poder Concedente, devem ser refletidas nos processos de aferição de lastro contratual, prescindindo-se modificações deste Submódulo.

Havendo alteração nos montantes apurados, nos termos do item 6, a CCEE deverá informar a ANEEL, para fins de apuração do Montante de Reposição.

A apuração do Montante de Reposição deverá levar em consideração as variações anuais nas cotas de garantia física e potência. Caso os montantes de cotas alocados às distribuidoras superem o montante de reposição, o excedente deverá abater a necessidade de contratação de energia decorrente:

I - da compra frustrada do montante de reposição de anos anteriores;

II - do retorno de consumidores especiais;

III - da variação nas cotas de Itaipu, PROINFA e Angra 1 e 2; e

IV - da declaração de distribuidora suprida.

A alocação de cotas será realizada em termos de fatores de garantia física.

Nos processos tarifários das concessionárias de distribuição de energia elétrica, os fatores de garantia física são multiplicados pelos valores de garantia física vigentes para cada usina.

Para fins de alocação de cotas, dados faltantes relativos ao mercado faturado de distribuidoras de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN poderão ser estimados pela ANEEL.

4. REVISÃO - CÁLCULO 2017

A revisão da alocação de cotas calculada no ano de 2017 terá vigência para os três anos subsequentes ao ano do cálculo, e será realizada visando à proporção de mercado de cada concessionária de distribuição do SIN.

O mercado faturado utilizado como referência para a revisão compreenderá os doze meses encerrados em julho de 2017.

A variação no montante de cotas, positiva ou negativa, necessária para que se atinja a proporção de mercado será feita à taxa anual de 25%.

5. REVISÃO ANUAL - CÁLCULOS 2018 EM DIANTE

A revisão anual da alocação de cotas terá vigência no terceiro ano subsequente ao ano de cálculo, iniciando-se em 2018 e será proporcional ao mercado faturado de cada concessionária de distribuição do SIN.

O mercado faturado utilizado como referência para a revisão anual compreenderá os doze meses encerrados em dezembro do ano anterior ao do cálculo da revisão em processamento.

6. USINAS INGRESSANTES

Usinas hidrelétricas ingressantes no regime da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, entre as revisões serão alocadas cotas às concessionárias de distribuição na proporção do respectivo mercado faturado nos doze meses encerrados em dezembro do ano anterior ao ingresso.

Alocações de cotas de usinas ingressantes referentes ao primeiro, segundo e terceiro ano subsequentes à sua entrada no regime serão realizadas, em conformidade com o mercado relacionado no item 18, a partir de então seguem-se as regras constantes da seção 5.

7. AGRUPAMENTO E DESAGRUPAMENTO DE DISTRIBUIDORAS

Caso áreas outorgadas para distribuidoras de energia elétrica sejam agrupadas, após rito processual na ANEEL, a alocação de cotas de garantia física e potência utilizará como referência o somatório dos mercados faturados de todas as áreas agrupadas.

Caso áreas outorgadas para distribuidoras de energia elétrica sejam desagrupadas, após rito processual na ANEEL, as alocações de cotas de garantia física e potência serão proporcionalizadas à individualização do mercado faturado das áreas desagrupadas.

8. REDUÇÃO OU EXTINÇÃO DA RELAÇÃO DE SUPRIMENTO

Na hipótese de redução de montantes de suprimento ou extinção da relação, a distribuidora suprida receberá parte da cota de sua supridora proporcional ao mercado faturado integral.

A alocação de cotas de que trata esta seção será realizada adotando-se, no que couber, as regras constantes das seções 5, 6 e 7.

A variação de cotas decorrente desta seção não constitui montante de reposição.

No ano da Redução/Extinção da relação de Suprimento, a CCEE deverá sazonalizar os montantes contratados, decorrentes das cotas de garantia física recebidas pelas distribuidoras supridas, conforme o perfil do SIMPLES/EPE da distribuidora supridora. Nos anos seguintes, a CCEE deverá sazonalizar os referidos montantes, conforme o perfil do SIMPLES/EPE da distribuidora suprida.

9- AJUSTE DE COTAS ANUAIS PARA DISTRIBUIDORAS COM MERCADO ANUAL MENOR QUE 700GWH ANO

26. Para as novas cotistas, após o processo de redução/extinção da relação de suprimento, as cotas serão ajustadas no ano anterior à sua aplicação para refletir o mercado mais atual da distribuidora. No recálculo, será utilizado o mercado do ano civil anterior ao ajuste. As diferenças no ajuste serão distribuídas entre as demais distribuidoras.

27. As distribuidoras que já são cotistas terão 2 anos para se manifestarem pela adoção do modelo de ajuste das cotas para refletir o mercado mais atual da distribuidora.

ANEXO LXXVI

Módulo 12: Concessionárias de Geração

Submódulo 12.6

COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU

Versão 1.2 C

OBJETIVO

Estabelecer os procedimentos gerais e a metodologia de cálculo das cotas-partes referentes aos montantes de potência e energia comercializados pela Usina Hidrelétrica - UHE Itaipu, bem como aos montantes de energia comercializada pelas Centrais de Geração Angra 1 e 2.

ABRANGÊNCIA

Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se:

no caso da UHE Itaipu, a todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

no caso das centrais de geração Angra 1 e 2, a todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional - SIN.

ASPECTOS LEGAIS

A Lei nº 5.899/1973 dispõe sobre a aquisição dos serviços de eletricidade da Itaipu.

O Decreto nº 4.550/2002, alterado pelo Decreto nº 5.287/2004, regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada por Itaipu Binacional e pela Eletronuclear.

A Lei nº 12.111/2009 dispõe sobre o pagamento à Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2.

DEFINIÇÕES

Nos termos do Decreto nº 4.550/2002 e para fins de aplicação deste Submódulo, consideram-se as seguintes definições:

- Potência Contratada de Itaipu: potência em quilowatts (kW) que Itaipu coloca permanentemente à disposição das Altas Partes Contratantes, indicadas no Tratado celebrado em 26 de abril de 1973, entre a República Federativa do Brasil e a República do Paraguai, conforme Carta Compromisso ou instrumento contratual firmado entre Itaipu e a Eletrobrás;

- Energia Vinculada à Potência Contratada de Itaipu: montante de energia que cada entidade contratante pode utilizar em função da potência contratada, definido para cada mês calendário, conforme Carta Compromisso ou instrumento contratual firmado entre Itaipu e a Eletrobrás;

- "Distribuidora suprida": corresponde à distribuidora de energia elétrica que mantém compra regulada integralmente com outra(s) distribuidora(s) cotista(s); e

- "Distribuidora cotista": corresponde à distribuidora que recebe ou participa diretamente do rateio das cotas-partes de Angra 1 e 2 ou de Itaipu.

INFORMAÇÕES PARA O CÁLCULO DAS COTAS-PARTES

INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS PELAS UNIDADES ORGANIZACIONAIS DA ANEEL

A Tabela 1 apresenta as informações que devem ser encaminhadas à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT pelas demais Unidades Organizacionais da ANEEL.

Tabela 1: Informações provenientes das Unidades Organizacionais

Item	Informações necessárias	Responsável	Prazo (1)	Forma de disponibilização
1	Migrações de distribuidoras da condição de suprida para cotista e vice-versa.	SRM	Até 30 de setembro	Memorando
2	Previsão de interligação ao SIN de distribuidoras atualmente pertencentes aos sistemas isolados.	SFE	-	SIGET (2)

(1) Data limite para que a informação esteja na ANEEL.

(2) Sistema de Gestão da Transmissão.

INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS POR OUTROS AGENTES

Na Tabela 2 estão listadas as informações necessárias que devem ser encaminhadas à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT para o cálculo das cotas-partes.

Tabela 2: Informações necessárias e responsável pela disponibilização

Item	Informações necessárias	Responsável	Prazo (1)	Forma de disponibilização
1	Mercado faturado.	Distribuidoras	-	SAMP/SIASE (2)
2	Potência Contratada mensal (kW/mês); Energia Vinculada (MW médios) da UHE Itaipu; e carga da ANDE (MW médios) do Paraguai.	Eletrobrás	Até 5 de novembro	Correspondência
3	Garantias físicas das centrais de geração Angra 1 e 2 e da UHE Itaipu.	MME (3)	-	Portaria
3	Taxas Equivalentes de Indisponibilidade Forçada e Programada de Referência - TEIF e IP das centrais de geração Angra 1 e 2.	EPE (4) /MME	-	Nota Técnica/Portaria/ Deck de dados
4	Taxas Equivalentes de Indisponibilidade Forçada e Programada apuradas - TEIFa e TEIP das centrais de geração Angra 1 e 2.	ONS	-	Site do ONS
5	Consumos internos e Perdas na rede elétrica das centrais de geração Angra 1 e 2, definidos a cada ciclo de Revisão Tarifária Periódica.	CCEE	Em intervalos de 3 anos, até 30 de setembro	Correspondência/CliqCCEE (5)

(1)Data limite para que a informação esteja na ANEEL.

(2) Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica (SAMP) e Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico (SIASE).

(3) Ministério de Minas e Energia.

(4) Empresa de Pesquisa Energética.

(5) Sistema de Contabilização e Liquidação da CCEE.

Caso as informações dispostas no item 2. da Tabela 2 não sejam encaminhadas em tempo hábil, serão considerados os valores informados pela Eletrobrás no ano anterior, sem prejuízo de eventuais ajustes.

COTAS-PARTES

PREMISSAS E CONCEITOS GERAIS

As cotas-partes são utilizadas para fins de rateio das energias provenientes das centrais de geração Angra 1 e 2 e da UHE Itaipu e correspondem à razão do mercado faturado de cada distribuidora em relação ao somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras, observado o disposto nos itens 28 e 29 deste Submódulo.

Caso uma distribuidora suprida deixe de manter compra regulada integral com uma distribuidora cotista, passará a integrar o rateio das cotas-partes, observado o disposto nos itens 28 e 29 deste Submódulo.

As distribuidoras integradas ao SIN, nos termos do art. 4º da Lei nº 12.111/2009, terão suas cotas-partes calculadas considerando integralmente seu mercado faturado, conforme disposto no item 18.

As distribuidoras pertencentes aos sistemas isolados com previsão de interligação ao SIN dentro do horizonte avaliado serão consideradas no rateio das cotas-partes a partir do ano subsequente ao da previsão de sua interligação.

As cotas-partes serão publicadas anualmente até o dia 30 de novembro do oitavo ano anterior ao ano de vigência, por meio de Resolução Homologatória.

As energias alocadas, rateadas segundo as cotas-partes ajustadas, serão publicadas anualmente até o dia 30 de novembro do ano anterior ao de vigência, por meio de Resolução Homologatória.

MERCADO FATURADO

O mercado faturado será obtido e consistido por meio da análise das informações encaminhadas pelas distribuidoras, nos termos do Submódulo 10.6 do PRORET.

Para fins deste Submódulo, o mercado faturado, encaminhado pelas distribuidoras nos termos do item 16, corresponde aos mercados cativo e de suprimento, quando houver, verificados durante o mês de setembro do nono ano a agosto do oitavo ano anterior à data de vigência das respectivas cotas-partes.

O mercado faturado de distribuidora integrada ao SIN, nos termos do disposto no item 12, corresponde ao seu mercado total, que abrange os sistemas interligado e isolado, quando houver.

A distribuidora suprida não participa diretamente do rateio das cotas-partes, mas de forma indireta, na medida em que seu suprimento está contido no mercado faturado da distribuidora cotista, conforme o exemplo do Esquema 1:

No Esquema 1, apenas a distribuidora A é cotista. Sua cota-parte corresponde ao mercado faturado de A, que compreende o somatório do mercado cativo de A e o mercado de suprimento de A, composto pelas distribuidoras supridas B e C.

O mercado faturado abrange a análise das migrações de distribuidoras da condição de suprida para cotista, conforme o exemplo do Esquema 2, na qual a Distribuidora B passa a ser cotista:

A situação descrita no Esquema 2 corresponde à realocação de parte das cotas das distribuidoras cotistas, calculadas e publicadas em data anterior à efetiva migração, para as distribuidoras que terão as relações de suprimento reduzidas/extintas no período de transição, observado o disposto nos itens 28 e 29 deste Submódulo.

Para os cálculos das cotas-partes que ocorrerem após a migração, aplicar-se-á o conceito de mercado faturado estabelecido no item 17, conforme o exemplo do Esquema 1.

METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS COTAS-PARTES

O mercado faturado de cada distribuidora (MFCC dist ) de setembro do nono ano a agosto do oitavo ano anterior à data de entrada em vigência das cotas-partes é dado por:

onde:

Energia mês : mercado faturado de cada distribuidora em cada mês (MWh); e

i: mês, sendo setembro do ano anterior ao cálculo = 1 e agosto do ano corrente = 12.

O somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas (SMFCC dist ) é dado por:

onde:

MFCC dist : mercado faturado de cada distribuidora, definido conforme a equação (1); e

n = número de distribuidoras cotistas.

Assim, a cota-parte de cada distribuidora (Cota_Parte dist ), em número decimal, corresponde:

onde:

MFCC dist : mercado faturado de cada distribuidora, definido conforme a equação (1); e

SMFCC dist : somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas, definido conforme a equação (2).

Para a definição das cotas-partes serão utilizadas 8 (oito) casas decimais, utilizando-se o critério de arredondamento matemático. Ou seja, se a nona casa decimal variar de 0 a 4, a oitava casa manterá o seu valor; e se a nona casa decimal variar de 5 a 9, a oitava casa terá uma unidade somada ao seu valor.

Para o cálculo das cotas-partes das centrais de geração Angra 1 e 2, o somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas (SMFCC dist ) corresponde às concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição do SIN.

Para o cálculo das cotas-partes da UHE Itaipu, o somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas (SMFCC dist ) corresponde às concessionárias de serviço público de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

ALOCAÇÃO DA ENERGIA

As energias são alocadas às distribuidoras na proporção de suas cotas-partes a partir do mês de janeiro do ano subsequente ao de sua homologação.

Para o cálculo dos montantes de energia a serem estabelecidos para o ano subsequente serão consideradas as cotas-partes calculadas e publicadas pela ANEEL com 8 (oito) anos de antecedência, ajustadas conforme os procedimentos descritos no item 7.1 deste Submódulo.

TRATAMENTO DAS COTAS-PARTES PARA FINS DE ALOCAÇÃO DA ENERGIA

A cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de antecedência será ajustada (Cota_Parte dist_ajust ) no ano que antecede à sua vigência nas seguintes situações:

a. quando uma distribuidora suprida deixar de manter compra regulada integral com uma distribuidora cotista, situação em que tal distribuidora deverá ter sua cota-parte dissociada da antiga distribuidora cotista.

b. quando uma distribuidora passar a ter compra regulada integral com uma distribuidora cotista, situação em que sua cota-parte anteriormente calculada será acrescentada à cota-parte calculada para a distribuidora cotista.

c. agrupamento de distribuidoras, situação em que as cotas-partes calculadas serão atribuídas a uma única distribuidora cotista agregadora.

d. quando a previsão de interligação ao SIN não ocorrer dentro do horizonte avaliado, situação em que a cota-parte definida para a distribuidora não interligada será redistribuída às demais distribuidoras cotistas na proporção de suas cotas-partes.

e. As distribuidoras com mercado de energia inferior a 700GWh/ano que reduzirem ou extinguirem a relação de suprimento, após a publicação desse submódulo, terão as cotas-partes ajustadas ao mercado faturado atual, ou seja, entre setembro do segundo ano e agosto do ano anterior à vigência da alocação da energia. A sobra ou déficit de energia dessa adequação será realocada às demais distribuidoras.

f. As distribuidoras com mercado de energia inferior 700GWh/ano que reduziram ou extinguiram a relação de suprimento, antes da publicação desse submódulo, deverão se manifestar em até 2 anos sobre aderir a regra constante do item "e".

O ajuste das cotas-partes descrito na alínea a. do item 32 se processará da seguinte forma:

- durante o período de transição, a cota-parte atribuída à distribuidora que deixou de ser suprida corresponde ao mercado integral da distribuidora no período de setembro do segundo ano a agosto do ano anterior a vigência da alocação de energia.

- a sistemática descrita acima será aplicada anualmente à alocação de todas as cotas-partes vigentes, calculadas e publicadas em data anterior à mudança da condição da distribuidora de suprida para cotista.

- o conceito de mercado faturado descrito no item 17 será aplicado à distribuidora que passou da condição de suprida para cotista a partir dos cálculos das cotas-partes a serem processados em data posterior à mudança de condição, bem como será observada a data da efetiva migração.

METODOLOGIA DE CÁLCULO PARA A ALOCAÇÃO DA ENERGIA DE ANGRA 1 E 2

Nos termos do art. 18 da Resolução Normativa nº 530/2012, ou o que vier a sucedê-lo, o montante anual de energia elétrica disponível para venda das centrais de geração Angra 1 e 2 terá como base as garantias físicas apuradas (GFa p ), calculadas nos termos da Resolução Normativa nº 614/2014, ou o que vier a sucedê-la, e descontados os consumos internos das usinas e as perdas na Rede Elétrica.

O cálculo das garantias físicas apuradas das centrais de geração Angra 1 ou Angra 2 (GFa p ) se dará mediante a aplicação da seguinte fórmula:

onde:

GF p : garantias físicas definidas por meio de Portaria do MME, sendo "p" = centrais de geração Angra 1 ou Angra 2;

TEIFa e TEIP: Taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada apuradas referentes ao mês de julho do ano de processamento do cálculo e publicadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS; e

TEIF e IP: Taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada de referência (utilizadas no cálculo das garantias físicas).

Os consumos internos e as perdas na rede elétrica (Perdas_C_int p ), definidos a cada ciclo de revisões das centrais de geração de Angra 1 e 2 com base nos valores realizados nos sessenta meses anteriores à data da revisão em curso, são obtidos a partir dos dados de contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e correspondem:

onde:

∑: somatório dos valores para cada usina "p" separadamente, considerando todos os períodos de comercialização "j", integralizado no mês, nos 60 meses anteriores à data da revisão em curso;

MBU p,j : Medição Bruta da Usina em Operação Comercial fora do Centro de Gravidade (MWh);

G p,j : Geração Comercial no Centro de Gravidade (MWh); e

CGF p,j : Consumo de Geração de Usina no Centro de Gravidade (MWh).

O montante anual de energia elétrica de cada central de geração, Angra 1 ou Angra 2, (EC_ano p ) corresponderá à garantia física apurada (GFa p ) deduzida do valor percentual de consumo interno e das perdas na rede elétrica calculados conforme a seguinte fórmula:

EC_ano p = GFa p X (1 - Perdas_C_int p ) (6)

onde:

GFa p : garantia física apurada, definida conforme a equação (4), sendo "p" = cada central de geração, Angra 1 ou Angra 2; e

Perdas_C_int p : valor percentual de consumo interno e das perdas na rede elétrica, definidos conforme a equação (5).

O montante anual de energia elétrica das centrais de geração de Angra 1 e 2 (SEC_ano Angra ) a ser comercializado no ano subsequente corresponde ao somatório dos montantes anuais de energia elétrica de cada central de geração, conforme a seguir:

SEC_ano Angra 1 e 2 = EC_ano Angra 1 + EC_ano Angra 2 (7)

onde:

EC_ano p : montante anual de energia elétrica de cada central de geração, Angra 1 e Angra 2, definida conforme a equação (6), sendo "p" = cada central de geração, Angra 1 ou Angra 2.

A energia elétrica das centrais de geração Angra 1 e 2 alocada a cada distribuidora (EAloc_Angra dist ) com base nas cotas-partes calculadas e publicadas com 8 (oito) anos de antecedência e ajustadas conforme disposto no item 7.1 corresponde:

EAloc_Angra dist = SEC_ano Angra 1 e 2 X Cota_Parte dist_ajust (8)

onde:

SEC_ano Angra 1 e 2 : montante anual de energia elétrica de cada central de geração, Angra 1 e Angra 2, definido conforme a equação (7); e

Cota_Parte dist_ajust : cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de antecedência ajustada, conforme disposto no item 7.1.

A energia elétrica das centrais de geração Angra 1 e 2 alocada a cada distribuidora do SIN no ano subsequente, conforme a equação (8), será arredondada em 3 (três) casas decimais, utilizando-se o critério de arredondamento matemático.

METODOLOGIA DE CÁLCULO PARA O RATEIO DA POTÊNCIA CONTRATADA E PARA ALOCAÇÃO DA ENERGIA DE ITAIPU

Para o cálculo do rateio da Potência Contratada (kW/mês) e da alocação da energia da UHE Itaipu para comercialização no ano subsequente com as concessionárias de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste são utilizados os valores informados pela Eletrobrás e de garantia física dispostos no item 5.2.

O montante anual de energia elétrica da UHE Itaipu (EC_ano Itaipu ) a ser comercializado com as concessionárias de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste no ano subsequente corresponde à garantia física da UHE Itaipu descontada da carga da Administración Nacional de Eletricidad - ANDE, conforme a seguinte fórmula:

EC_ano Itaipu (MWh) = (GF Itaipu - Carga ANDE ) X horas ano (9)

onde:

GF Itaipu : garantia física da UHE Itaipu definida por meio de Portaria do MME (MW médios);

Carga ANDE : carga da ANDE do Paraguai informada pela Eletrobrás, conforme item 41 (MW médios); e

horas ano : corresponde a 8.760 horas no ano ou 8.784 no ano bissexto.

A energia elétrica da UHE Itaipu alocada a cada concessionária de distribuição (EAloc_Itaipu dist ) das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste com base nas cotas-partes calculadas e publicadas com 8 (oito) anos de antecedência e ajustadas conforme disposto no item 7.1 corresponde:

EAloc_Itaipu dist = EC_ano Itaipu X Cota_Parte dist_ajust (10)

onde:

EC_ano Itaipu : montante anual de energia elétrica da UHE Itaipu, definido conforme a equação (9); e

Cota_Parte dist_ajust : cota-parte de cada concessionária de distribuição calculada e publicada com 8 (oito) anos de antecedência ajustada, conforme disposto no item 7.1.

A energia elétrica da UHE Itaipu alocada a cada concessionária de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste no ano subsequente, conforme a equação (10), será arredondada em 3 (três) casas decimais, utilizando-se o critério de arredondamento matemático.

A energia elétrica da UHE Itaipu alocada a cada concessionária de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste no ano subsequente está referenciada à subestação de Foz do Iguaçu.

O rateio das perdas de conexão da UHE Itaipu que ocorrem entre a subestação de Foz do Iguaçu e as subestações de fronteira com a Rede Básica será tratado segundo as Regras de Comercialização da CCEE vigentes.

Os montantes mensais de potência contratada da UHE Itaipu a serem repassados à cada concessionária de distribuição (Pot_Itaipu dist_mês ) das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste com base nas cotas-partes calculadas e publicadas com 8 (oito) anos de antecedência e ajustadas conforme disposto no item 7.1 corresponde:

Pot_Itaipu dist_mês = PC Itaipu_mês X Cota_Parte dist_ajust (11)

onde:

PC Itaipu_mês : potência Contratada (kW/mês) da UHE Itaipu informada pela Eletrobras, conforme disposto no item 5.2; e

Cota_Parte dist_ajust : cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de antecedência ajustada, conforme disposto no item7.1.

Os montantes mensais de potência contratada da UHE Itaipu a serem repassados à cada concessionária de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste serão arredondados em 3 (três) casas decimais, utilizando-se o critério de arredondamento matemático.