Nota Técnica nº 323/2011-SRE/ANEEL - idec.org.br · Nota Técnica nº 323/2011-SRE/ANEEL Em 13 de dezembro de 2011. Processo: 48500.001107/2011-21 Assunto: ... prestação de serviços

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº 323/2011-SRE/ANEEL

Em 13 de dezembro de 2011.

Processo: 48500.001107/2011-21 Assunto: Regulamentação dos procedimentos de cálculo do reajuste tarifário anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica e dos componentes financeiros pertinentes.

I. DO OBJETIVO

A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar proposta a ser submetida à Audiência Pública, visando à regulamentação dos procedimentos de cálculo do reajuste tarifário anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica e dos componentes financeiros previstos na legislação e passíveis de repasse às tarifas de fornecimento, suprimento e uso dos sistemas de distribuição. II. DOS FATOS 2. Por meio da Audiência Pública nº 048/2010, no âmbito do Processo nº 48500.002649/2010-31, a ANEEL submeteu à apreciação de toda a sociedade a Nota Técnica nº 311/2010–SRE-SRD-SRT-SFF-SEM-SRG/ANEEL, de 28/09/2010, que detalhou a proposta de composição e formato para os Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. 3. Referida AP nº 048/2010 resultou na publicação da Resolução Normativa nº 435, de 24/05/2011, que definiu a estrutura do PRORET, de modo a consolidar a regulamentação relativa aos processos tarifários, sendo composto pelos seguintes módulos:

I. Módulo 1: Introdução; II. Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição; III. Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição; IV. Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição; V. Módulo 5: Encargos Setoriais; VI. Módulo 6: Demais Procedimentos; VII. Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição; VIII. Módulo 8: Permissionárias de Distribuição; IX. Módulo 9: Concessionárias de Transmissão; e X. Módulo 10: Ordem e Condições de Realização dos Processos Tarifários e Requisitos de

(Fls. 2 Nota Técnica n° 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 – Processo n° 48500.001107/2011-21)


Informações e Obrigações Periódicas.

4. O foco da análise desta Nota Técnica será a regulamentação atinente aos Módulos 3 e 4 do PRORET, a ser submetida a processo de Audiência Pública, cujos Submódulos estão discriminados na tabela abaixo.

Tabela 1: Módulos e Submódulos do PRORET Módulo 3 – REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais Submódulo 3.2 – Custos de Compra de Energia Submódulo 3.3 – Custos de Transporte Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais Módulo 4 – COMPONENTES FINANCEIROS DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais Submódulo 4.2 – CVA Submódulo 4.3 – Sobrecontratação de Energia e Exposição à Diferença de Preços entre Submercados Submódulo 4.4 – Déficit do Programa Luz para Todos Submódulo 4.5 – Demais Componentes Financeiros

III. DA ANÁLISE III.1. Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionária de Distribuição 5. A Lei n° 8.987, de 13/02/1995, que dispôs sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos, previsto no art. 175 da Constituição Federal, além de instituir o “regime de preços máximos” (price-cap) para as tarifas de concessões de serviços públicos, estabeleceu em seu artigo 23, inciso IV, que:

“Art. 23. São cláusulas essenciais do contrato de concessão as relativas: (...) IV - ao preço do serviço e aos critérios e procedimentos para o reajuste e a revisão das tarifas;”

6. A metodologia de cálculo do Reajuste Tarifário Anual consta da Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão de Distribuição, celebrados pela União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Referidos contratos e aditivos encontram-se disponíveis para consulta no sítio da ANEEL, na Internet, www.aneel.gov.br (menu: Informações Técnicas - Contratos de Concessão). 7. Nos reajustes tarifários anuais, além das disposições previstas nos contratos de concessão, cabe à ANEEL observar estritamente o que estabelecem as leis e normas referentes ao assunto, haja vista o disposto no art. 3° da Lei n° 9.427/1996, redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848/2004, com explícita remessa ao inciso V do art. 29 da Lei nº 8.987/1995, que estabelece a incumbência da ANEEL para “V – homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas na forma desta Lei, das normas pertinentes e do contrato”. Também o inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 1996, estabelece que as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas: “IV – em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo



contrato”. 8. Por seu lado, a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro contratual se dá pelo cumprimento das condições fixadas no contrato de concessão, ou seja, é justamente o processamento do reajuste tarifário anual segundo a metodologia prescrita no contrato de concessão que assegura o seu equilíbrio econômico-financeiro. É o que se colhe do art. 10 da Lei nº 8.987/1995:

“Art. 10. Sempre que forem atendidas as condições do contrato, considera-se mantido seu equilíbrio econômico-financeiro.”

9. Na seção a seguir, serão detalhados os procedimentos gerais de cálculo do reajuste tarifário anual.

III.1.A. Dos Procedimentos Gerais – Submódulo 3.1 10. Segundo o contrato de concessão, a receita de uma concessionária de distribuição de energia elétrica deve cobrir os custos associados à atividade, estando estes divididos em duas parcelas. 11. A denominada “Parcela A” envolve os custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia elétrica, além dos encargos setoriais, explicitamente indicados no contrato. Trata-se de custos cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora. 12. A chamada “Parcela B” compreende o valor remanescente da receita, envolvendo os custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária, por exemplo, os custos operacionais (pessoal, materiais e serviços de terceiros), a remuneração do capital e a quota de depreciação. 13. O Índice de Reajuste Tarifário Anual – IRT, conforme expressamente indicado no contrato de concessão, é dado pela razão entre a Receita Anual na Data do Reajuste em Processamento – DRP (RA1) e a Receita Anual na Data de Referência Anterior – DRA (RA0), ou seja:

퐼푅푇 =푅퐴푅퐴 (1)

onde: RA1 = VPA1 + (VPB0 * (IGPM ± Fator X)) VPA1 =Valor da Parcela A na Data do Reajuste em Processamento (DRP) VPB0 =Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (DRA) = RA0 – VPA0 VPA0 =Valor da Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA) Fator X = Percentual a ser subtraído do Indicador de Variação da Inflação – IVI (IGPM), quando da execução dos reajustes tarifários anuais entre revisões periódicas, com vistas a compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade estimados para o período.

14. Em síntese, o contrato de concessão detalha expressamente a forma de calcular o reajuste tarifário anual, explicitando o seguinte:



Na DRA (Data de Referência Anterior): o A receita base (RA0) é produto do “mercado de referência” pelas “tarifas-base”

homologadas no ano anterior; o O valor da Parcela A (VPA0) é o somatório dos seguintes custos:

A energia comprada é produto do “montante comprado para atender o mercado

de referência” pelo “preço médio de repasse” considerado no cálculo tarifário do ano anterior;

Os custos de conexão aos sistemas de transmissão e/ou distribuição são os

“valores considerados no cálculo tarifário anterior” e de uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição é produto dos “montantes de demanda contratados no período de referência” pelas respectivas “tarifas de transmissão” consideradas no cálculo tarifário do ano anterior;

Os encargos setoriais (demais itens da Parcela A) são os “valores resultantes da

aplicação dos componentes tarifários correspondentes aos respectivos itens, vigentes na ”Data de Referência Anterior”, ao “Mercado de Referência”” (redação atual, vigente a partir de fev/2010).

o O valor da Parcela B (VPB0) é resultante da subtração RA0 - VPA0.

Na DRP (Data do Reajuste em Processamento):

o O novo valor da Parcela A (VPA1) é o somatório dos seguintes custos:

A energia comprada é produto do “montante necessário para atender o mercado de referência” pelos respectivos “preços de repasse” vigentes na DRP;

O custo de transmissão é produto dos “montantes de demanda contratados no

período de referência” pelas respectivas “tarifas de transmissão” vigentes na DRP;

Os custos de conexão aos sistemas de transmissão e/ou distribuição são os

“valores vigentes na DRP”

Os encargos setoriais (demais itens da Parcela A) são os respectivos “valores vigentes na DRP”

o O novo valor da Parcela B (VPB1) é produto do VPB0 pela variação do IGPM menos o

Fator X; o A nova receita anual (RA1) é o somatório das novas Parcelas A e B (VPA1 + VPB1).

15. No processo de revisão tarifária periódica as tarifas abertas por modalidades da estrutura



tarifária e níveis de tensão são “criadas”, isto é, elas “nascem” no processo de revisão periódica, de modo que aplicadas ao mercado de referência da concessionária produzam a “Receita Requerida”, que é a receita devidamente calculada (Parcelas A e B) que assegura a cobertura dos custos associados à atividade de distribuição, proporcionando o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. 16. Por seu lado, o reajuste tarifário anual, observadas as condições do respectivo contrato de concessão, tem por objetivo essencial verificar em quantos pontos percentuais, em média, as tarifas que “nasceram” no processo de revisão periódica devem ser reajustadas para se “manter” o equilíbrio econômico-financeiro estabelecido no momento da revisão. 17. Para tanto, utiliza-se a fórmula paramétrica IRT = RA1 / RA0, ou seja, variação entre a nova receita RA1 (condições vigentes na data do reajuste em processamento = DRP) e a receita inicial RA0 (condições vigentes na data do cálculo tarifário do ano anterior = DRA), ficando evidente que ambas as receitas devem considerar o mesmo “Mercado de Referência”, em DRA e DRP, pois a finalidade do cálculo é apurar a variação anual das receitas para um mesmo mercado. 18. Pela regra de reajuste tarifário anual definido nos Contratos de Concessão, observa-se que este não segue necessariamente a mesma variação da inflação, diferentemente de outros reajustes de tarifas e preços públicos que levam em conta unicamente este fator. As despesas constantes da Parcela A são conseqüência da aplicação de legislações específicas e podem sofrer variações superiores à inflação medida no período analisado. 19. Como já mencionado acima, de acordo com a fórmula paramétrica do reajuste tarifário estabelecida no contrato de concessão (IRT econômico) são considerados os valores dos encargos setoriais vigentes na data do reajuste em processamento (DRP) e as despesas com transmissão e compra de energia com base nos preços vigentes também na data do reajuste em processamento (DRP). Portanto, não está determinado no contrato de concessão nenhum tratamento específico para mudanças nos custos desses itens da “Parcela A” ocorridas entre os reajustes, ou seja, no transcurso dos doze meses do período de referência. 20. Com o objetivo de corrigir eventual desequilíbrio contratual causado por variações verificadas nos custos relativos aos encargos tarifários e à compra e transmissão da energia elétrica no intervalo entre reajustes e de evitar sucessivas revisões extraordinárias em decorrência desse desequilíbrio econômico-financeiro, a Portaria Interministerial MF/MME nº 296, de 25/10/2001, posteriormente substituída pela Portaria Interministerial MF/MME nº 025, de 24/01/2002, instituiu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, à luz do disposto na Medida Provisória nº 2.227, de 04/09/2001. 21. O mecanismo da CVA atualmente disciplinada pela Portaria Interministerial n° 025/2002 tem por finalidade registrar as variações, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, dos valores dos seguintes itens de custo da “Parcela A”, previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica: I - repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional; II - transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; III - Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC; IV - Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; V - uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica; VI - compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos – CFURH; VII – encargo de serviços do sistema – ESS; VIII - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; e IX – aquisição de energia elétrica. 22. A CVA é incorporada no reajuste tarifário como um componente financeiro, uma vez que não



faz parte da base tarifária obtida pela aplicação da fórmula paramétrica definida no Contrato de Concessão. Além da CVA, são considerados nos reajustes outros componentes financeiros, conforme legislação vigente, que refletem variações de custos incorridos pelas distribuidoras e que devem ser repassados às tarifas dos consumidores da concessionária, no período de 12 meses subseqüentes ao reajuste tarifário. 23. Por fim, destaca-se que além da consideração dos itens econômicos que compõem as Parcelas A e B da receita econômica da distribuidora e da inclusão dos componentes financeiros, todo cálculo tarifário, seja ele um reajuste anual ou uma revisão periódica, também contempla os valores referentes aos subsídios tarifários previstos na legislação pertinente. Os subsídios tarifários correspondem aos descontos concedidos pela concessionária aos consumidores e usuários, como por exemplo, aos consumidores baixa renda, e constituem uma perda de receita a ser compensada no cálculo tarifário, resultando em uma majoração das tarifas dos demais consumidores, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão.

Figura 1 – Fluxo de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual

24. A Figura acima apresenta o fluxo do cálculo do reajuste tarifário anual conforme fórmula paramétrica definida no Contrato de Concessão, além de incorporar os componentes financeiros. No Submódulo 3.1 do PRORET serão definidos os procedimentos gerais do reajuste enquanto que os demais Submódulos, que integram os Módulos 3 e 4 do PRORET, estabelecerão os procedimentos e critérios de cálculo detalhados deste processo. 25. Dentre os procedimentos gerais propostos na minuta do Submódulo 3.1, pode-se destacar:



a) Pleito de Reajuste Tarifário: Para a apresentação da proposta da concessionária, propõe-se que o pleito do reajuste contenha, além das informações julgadas relevantes, a proposta de quadro-resumo “PROPOSTA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL”, inclusive em meio magnético, no formato do modelo disponibilizado para download no sítio da ANEEL na internet www.aneel.gov.br. Além disso, o quadro-resumo relativo à proposta de reajuste tarifário anual ficará disponível, para conhecimento da sociedade, no sítio da ANEEL na internet.

b) Receita Anual em DRA (RA0): Para a receita base do reajuste, que é obtida pelo produto do mercado de referência pelas tarifas econômicas homologadas no ano anterior, propõe-se que:

(i) Os montantes faturados mensais de energia e demanda sejam aqueles discriminados nas faturas emitidas pela distribuidora seguindo o regime de competência; e

(ii) Uma vez que o prazo para o envio de informações relativas ao mercado faturado é anterior à realização do último mês do período de referência, seus dados serão estimados repetindo-se os montantes realizados no mês imediatamente anterior. Os dados do penúltimo mês, se provisórios, poderão ser alterados uma única vez até o trigésimo dia anterior à data de aniversário contratual da distribuidora.

c) IGP-M e IPCA: Os índices de inflação são utilizados em diversos cálculos do processo do reajuste tarifário, desde a aplicação do IGP-M sobre a Parcela B em DRA até a utilização do IGP-M e do IPCA na atualização de preços de contratos de compra de energia. Assim, propõe-se que, caso os índices relativos ao último mês do período de referência não tenham sido divulgados oficialmente pela FGV ou pelo IBGE até o 10º (décimo) dia anterior à Data do Reajuste em Processamento (DRP), serão consideradas para esse mês a projeção mais recente dos respectivos índices (média mensal), informada no Sistema de Expectativas de Mercado do Banco Central do Brasil (Focus), disponível para consulta na internet.

d) Estimativa de Valores no Cálculo do RTA: Propõe-se que, caso se utilizem dados estimados de qualquer natureza nos cálculos tarifários, inclusive IGP-M e IPCA, não se realizem recálculos posteriores, salvo quando expressamente indicado pela ANEEL nos documentos oficiais que tiverem motivado e informado a decisão colegiada referente ao processo de reajuste ou revisão tarifária – Nota Técnica, Relatório, Voto e Resolução.

e) Custos de Transmissão: Em relação aos custos com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, os riscos inerentes à contratação dos serviços e variações de mercado são próprios das atividades de distribuição. Esses custos envolvem dispêndio sob controle e risco da concessionária. Tendo em vista o regime jurídico vigente do serviço pelo preço, e não pelo custo, é vedada a consideração de ajustes compensatórios posteriores em decorrência de eventual surgimento de novos custos dessa natureza no “Período de Referência”, este entendido como os 12 meses anteriores ao mês do reajuste em processamento.

f) Componentes Financeiros: Conforme já mencionado, o reajuste tarifário anual é composto pelo índice médio de reajuste tarifário após a consideração dos componentes financeiros. Para tanto, propõe-se que o Índice de Reajuste Tarifário Total – IRTTotal seja dado pela soma dos índices econômico e financeiro, sendo o índice médio de reajuste tarifário anual financeiro – IRTfin obtido pela seguinte equação:



퐼푅푇 =∑퐶표푚푝표푛푒푛푡푒푠 퐹푖푛푎푛푐푒푖푟표푠

푅퐴 × 푟 (2)

onde:

푟 = RA0 reajuste atual / RA1 reajuste/revisão ano anterior

Obs.: Em ano de revisão o RA1 equivale à Receita Requerida Líquida

A razão entre RA0 reajuste atual e RA1 reajuste/revisão ano anterior, denominada de razão de variação do mercado - 푟 , reflete a variação de mercado da concessionária no período de referência. Assim, a sua utilização para a obtenção do IRTfin significa que no IRT o valor total do Componente Financeiro que será concedido levará em consideração o montante a ser faturado em função do crescimento de mercado. Cabe destacar que, conjuntamente com esta regra, está sendo proposto, conforme seção III.2.E. desta Nota Técnica, que no ano seguinte seja verificado o valor efetivamente faturado de forma a considerar um saldo a compensar.

g) Recursos Administrativos. De acordo com a Lei nº 9.784/1999, a qual regulamentou o processo administrativo no âmbito da Administração Pública Federal, é de dez dias o prazo para interposição de recurso administrativo, contado a partir da ciência ou divulgação oficial da decisão sobre o reajuste/revisão tarifária. Dessa forma, propõe-se que não seja conhecido o recurso ou qualquer questionamento sobre os cálculos tarifários de anos anteriores quando apresentado fora do prazo recursal (arts. 56, 59 e 63 da Lei nº 9.784/1999).

Para os casos em que for dado provimento a recursos interpostos dentro do prazo legal, os eventuais efeitos tarifários decorrentes do recálculo serão considerados a partir do primeiro reajuste ou revisão tarifária seguinte à respectiva decisão que o tenha determinado. O referido ajuste corresponderá à diferença entre a nova receita anual obtida após o procedimento de recálculo do respectivo reajuste ou revisão tarifária e a receita anual originalmente calculada, com resultado atualizado pela variação do IGPM até o mês do reajuste tarifário em processamento.

26. Tendo sido apresentados os procedimentos gerais do cálculo do reajuste tarifário anual, nas seções a seguir serão apresentados os critérios de cálculo da Parcela A. III.1.B. Dos Custos de Compra de Energia – Submódulo 3.2 27. Para o fornecimento de energia para os consumidores cativos e suprimento a outras concessionárias e permissionárias, a distribuidora compra energia elétrica de outras empresas por meio de contratos bilaterais, leilões de energia e outras formas de contratação. O custo de energia comprada pela distribuidora, por sua vez, é repassado para os consumidores cativos e supridas através das tarifas. 28. Entende-se que na compra de energia, há espaço para uma gestão eficiente da contratação e também dos montantes de perdas de energia elétrica. Nesse sentido, para o repasse do custo de energia elétrica, são adotados diversos mecanismos e regras que buscam incentivar o aumento da eficiência.



29. O custo de energia em DRP é calculado para compor o custo de energia total para o próximo ciclo tarifário até o próximo Reajuste ou Revisão da concessionária de distribuição. Basicamente, o cálculo da despesa de energia em DRP compreende 3 passos que irão determinar o montante e o preço de energia elétrica comprada pela distribuidora:

(i) Definição do montante total de energia que terá seus custos repassados nas tarifas, denominado Energia Requerida. Neste passo define-se o patamar regulatório de perda de energia que a distribuidora terá como limite de contratação;

(ii) Determinação dos montantes contratados de cada contrato de compra e venda de energia elétrica. Tal procedimento é necessário, pois, como somente os custos da energia requerida são repassados, nem todos os montantes contratados pela concessionária poderão ser computados na despesa de energia; e

(iii) Cálculo do limite de preços para cada contrato de energia. Os critérios de repasse resultam da legislação vigente e tem o objetivo de incentivar a contratação eficiente de energia elétrica.

30. A energia requerida constitui o volume de energia elétrica (MWh) e potência (kW) adquirido para o atendimento dos consumidores cativos e de outras distribuidoras e permissionárias de distribuição supridas pela concessionária, no Período de Referência, acrescido de:

(iv) Perdas elétricas do sistema de distribuição, as quais se subdividem em técnicas e não-técnicas, conforme tratamento a elas estabelecido na Revisão Tarifária Periódica (RTP); e

(v) Perdas associadas ao transporte de Itaipu e na Rede Básica, quando aplicável.

31. Na definição da energia requerida, a adoção de um patamar referencial de perdas regulatórias tem como objetivo incentivar a diminuição das perdas de energia elétrica, tendo como referência os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas no sistema de distribuição definidos no processo de revisão tarifária da concessionária. Importa ressaltar que a perda regulatória não é necessariamente constante. Ela pode apresentar uma trajetória de queda, com o objetivo de incentivar a contínua melhoria no nível de perda de uma distribuidora. Assim, a energia requerida é obtida pela seguinte equação:

퐸푛푒푟푔푖푎 푅푒푞푢푒푟푖푑푎 = 푀푒푟푐푎푑표 퐶푎푡푖푣표 푒 푑푒 푆푢푝푟푖푚푒푛푡표 + 푃푒푟푑푎푠 푅푒푔푢푙푎푡ó푟푖푎푠 (3)

Sendo:

푃푒푟푑푎푠 푅푒푔푢푙푎푡ó푟푖푎푠= 푃푒푟푑푎 푛푎 푅푒푑푒 퐵á푠푖푐푎+ 푃푒푟푑푎푠 푇é푐푛푖푐푎푠 + 푃푒푟푑푎푠 푁ã표 푇é푐푛푖푐푎푠 (4)

32. No processo de Reajuste Tarifário são calculados a Energia Requerida em DRP e a Energia



Requerida em DRA, sendo a única diferença entre elas o patamar de Perdas Regulatórias1:

Figura 2 – Fluxo de cálculo da Energia Requerida

33. Dado que a compra de energia consiste num conjunto de contratos de naturezas distintas, e dado que existe uma limitação no gasto com compra de energia, conforme explicado anteriormente, é necessário estabelecer ordens de prioridade de um contrato sobre o outro. Isso significa que do custo total de energia que a distribuidora estiver contratando, nem sempre a totalidade dos contratos será reconhecido no cálculo tarifário. Assim, é preciso determinar os montantes de cada contrato de compra e venda de energia, de modo a conformá-los a energia requerida. 34. Os Contratos de Compra e Venda de Energia que as Concessionárias de Distribuição têm a disposição para o atendimento dos consumidores são:

1 Na prática, ainda é necessário mais uma etapa para que o efeito da limitação da perda pela regulatória tenha efeito na receita da empresa. Esta etapa é realizada através dos componentes financeiros da CVA e da sobrecontratação, sendo adotados os seguintes procedimentos:

(i) Depois de passado um ciclo tarifário, é verificado o quanto a distribuidora comprou de energia para atender os consumidores cativos e as distribuidoras e permissionárias supridas, até o limite de 103% conforme definido no Decreto nº 5.163/2004;

(ii) A compra de energia real (conhecida como Mercado Real) da distribuidora é comparada com a compra teórica (conhecida como Mercado Regulatório), ou o montante de energia comprada se a distribuidora incorresse uma perda equivalente a da perda regulatória. Essa compra teórica representa o limite de perda que a distribuidora é permitida a incorrer;

(iii) Se a compra real da distribuidora for maior que a compra teórica, isto significa que a distribuidora incorreu em perdas maiores do que a regulatória. Nesse caso, o equivalente à diferença entre o montante de energia comprado real e o montante de energia teórico, multiplicado pelo preço médio dos contratos, é subtraído da Receita do próximo ciclo tarifário por meio dos componentes financeiros CVA e Sobrecontratação.



(i) Contratos Iniciais: são contratos cujos montantes de energia elétrica e tarifas são homologados pela ANEEL. A vigência dos contratos iniciais será até 2005 e, a partir de 2006, passa a ser livre a negociação de compra e venda de energia elétrica2;

(ii) Contratos Bilaterais: são os contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes das Leis n.º 10.848/2004 no Sistema Interligado e 12.111/2010 no Sistema Isolado. As contratações de energia de Geração Distribuída por meio da desverticalização, realizadas após a Lei n.º 10.848/2004, também são classificadas como Contratos Bilaterais, assim como aquelas oriundas das licitações realizadas pelas próprias concessionárias com mercado menor que 500 GWh/ano;

(iii) Geração Distribuída (por meio de chamada pública): contratos realizados de acordo com o art. 15 do Decreto nº 5.163/2004;

(iv) Contratos de ITAIPU: referem-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das quotas-partes da produção disponibilizada para o Brasil, conforme o disposto na Resolução Normativa n.º 218, de 11 de abril de 2006. As concessionárias de distribuição situadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste estão obrigadas a adquirir a energia elétrica gerada por Itaipu;

(v) CCEAR: são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, decorrentes de leilões definidos com base no Decreto n.º 5.163/2004, para empreendimentos de geração existentes e novos empreendimentos de geração, fontes alternativas e aqueles indicados pelo CNPE;

(vi) Leilão de Ajuste: são contratos firmados em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas, conforme estabelecido pelo art. 26 do Decreto nº 5.163/2004.

(vii) CCVESI – são Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica do Sistema Isolado;

(viii) PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, instituído pela Lei nº 10.438/2002, tem o objetivo de aumentar a participação de empreendimentos concebidos com base em fonte Eólica, Biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH). Não se trata de um contrato de compra e venda de energia, mas todas as concessionárias de distribuição tem a disposição a energia deste contrato para atender o mercado. Para fins de apuração do custo de energia, é considerado como energia sem custo, entretanto seu custeio é realizado através do encargo PROINFA.

35. Basicamente, em ordem decrescente, a ordem de prioridade dos contratos é:

2 Os contratos iniciais firmados entre a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica - CGTEE com a Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE, a AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A e a Rio Grande Energia S/A – RGE estabelecem que a descontratação, a partir de 2003, dar-se-á na proporção de 10% ao ano dos montantes contratados.



(i) Contratos Iniciais, Contratos de ITAIPU, PROINFA: Estes contratos sempre são considerados na apuração do custo de energia;

(ii) Contratos Bilaterais e CCVESI; e

(iii) CCEARs, Leilão de Ajuste e Geração Distribuída (por meio de chamada pública). 36. O último passo para a definição dos custos de compra de energia é aplicar as regras de limite de repasse sobre o preço do contrato, se necessário. No geral, excluindo os Contratos Iniciais, Contratos de Itaipu e PROINFA, todos os outros contratos podem ter o preço limitado por uma regra específica, objetivando incentivar a distribuidora procurar contratar as energias pelo menor preço possível. Se a distribuidora tiver algum contrato cujo preço esteja acima do permitido pela regra, essa despesa não é reconhecida. Cabe destacar que os critérios de repasse serão tratados no Submódulo 6.1 do PRORET. 37. Por fim, multiplicando-se os preços da energia dos contratos, após aplicação dos limites de repasse, pelos montantes de energias de contratos definidos, após a sua limitação pelo montante de energia requerida, observado a prioridade de contratos, é obtido o custo total de compra de energia da distribuidora do DRP. 38. Importa destacar que, na eventualidade de a distribuidora não ter contratos suficientes para atender a Energia Requerida, o montante de exposição será valorado em DRP pela estimativa do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD nos 12 meses subsequentes ao reajuste ou revisão em processamento. 39. A figura a seguir resume o cálculo de cálculo de Custo de Compra de Energia no DRP:

Figura 3 – Fluxo de cálculo do Custo de Compra de Energia na DRP



40. O preço médio de energia elétrica, conhecido como Tarifa Média de Energia Elétrica, é o valor resultante da divisão entre o custo total de compra de energia da distribuidora e a Energia Requerida de DRP. Esta Tarifa Média será utilizada para o cálculo da CVA, Sobrecontratação e para a apuração da despesa de energia no DRA no próximo Reajuste ou Revisão. 41. Nesse sentido, o custo total de compra de energia no DRA é calculado pela multiplicação da Energia Requerida de DRA com a Tarifa Média de Energia Elétrica calculada no Reajuste ou Revisão passado, conforme Figura 4. Cabe destacar que o custo de energia em DRA é calculado com o objetivo de apurar a Parcela B no DRA, conforme descrito no item 13 (ou Figura 1) desta Nota Técnica.

Figura 4 – Fluxo de cálculo do Custo de Compra de Energia na DRA III.1.C. Dos Custos de Transmissão de Energia – Submódulo 3.3 42. Os custos com transporte de energia elétrica cobrem o custo de transmissão da energia das usinas até as redes de distribuição da concessionária, sendo compostos por:

(i) Rede Básica, (ii) Conexão; (iii) Transporte de Itaipu; (iv) Encargos de Uso do Sistema de Distribuição; e (v) Encargos de Uso do Sistema de Transmissão relativo às unidades geradoras

conectadas a distribuidora. Rede Básica 43. O Uso das Instalações da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão de Energia Elétrica refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. A ANEEL estabelece anualmente a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. Essas tarifas multiplicadas pelos montantes de uso dos sistemas de transmissão – MUST resultam nos custos referentes à Rede Básica em DRP (última



TUST vigente) e DRA (TUST vigente em DRP do ano anterior). Ainda no cálculo serão inclusas acrescidas as parcelas de ajuste referente a estes custos. 44. As distribuidoras detentoras das quotas-partes de Itaipu pagam também pelos Encargos de Uso da Rede Básica atribuídos à Itaipu Binacional (MUST-Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-partes. As tarifas também são determinadas anualmente pela ANEEL e a multiplicação desta pela potência de Itaipu proporcionalizada pela quota-parte da distribuidora resulta nos custos referentes à Rede Básica Itaipu em DRP (última tarifa vigente) e DRA (tarifa vigente em DRP do ano anterior). 45. Outro custo referente à Rede Básica são aqueles relacionados aos contratos iniciais que surgiram em 1998 conforme a Lei nº 9.648, de 27 de maio, sendo extintos em 2006. Porém os contratos de suprimento da Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica – CGTEE com as distribuidoras CEEEE, RGE e AES-Sul foram assinados em 30 de setembro de 1997, ou seja, antes da Lei nº 9.648, prevendo um prazo de 15 anos e que teriam seus montantes finalizados em 2012. A ANEEL estabelece as Tarifas da Rede Básica Contrato Inicial - TUSTCI. Estas tarifas multiplicadas pelos montantes de uso dos sistemas de transmissão contrato inicial – MUSTCI resultam nos custos referentes à Rede Básica em DRP. Já para os custos em DRA, utiliza-se o valor calculado em DRP para o ano anterior. Conexão

46. Refere-se ao uso, pelas distribuidoras, das instalações de conexão não integrantes da Rede Básica e pertencentes às transmissoras, para conectar-se às instalações da Rede Básica de transmissão. Os valores desse encargo são estabelecidos pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com as tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia elétrica. São informados nos reajustes/revisão tarifária das distribuidoras pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, sendo este o valor em DRP; para DRA é usado o valor em DRP no evento tarifário do ano anterior. Ainda no cálculo serão inclusas as parcelas de ajuste referente a estes custos.

47. Dentre os custos de conexão ao sistema de transmissão devem ser englobadas as conexões dedicadas aos clientes conectados no nível de tensão A1. Esse custo será publicado na resolução homologatória das tarifas da concessionária, devendo ser pago pelo acessante A1. Para se evitar o recebimento em duplicidade pela concessionária, haverá um componente financeiro negativo no mesmo valor. Transporte de Itaipu

48. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de transporte até a Rede Básica da quota parte de energia elétrica adquirida daquela geradora pela concessionária. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. Encargos de Uso do Sistema de Distribuição 49. A Despesa com Uso do Sistema de Distribuição refere-se aos valores pagos a outras concessionárias de distribuição, mediante Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) celebrado entre partes. As tarifas são estabelecidas pela ANEEL a cada reajuste tarifário.



50. As Tarifas de Uso do Sistema de outras Distribuidoras será aquela homologada em Resolução pela ANEEL acrescidas do PIS/COFINS, obtido pela alíquota média verificada para o período de referência após apuração dos créditos tributários de outras etapas da cadeia produtiva, conforme o regime não cumulativo. Encargos de Uso do Sistema de Transmissão relativo às unidades geradoras conectadas a distribuidora

51. A despesa de uso dos sistemas de distribuição para unidades geradores conectadas nas redes de distribuição é calculada através da tarifa de uso dos sistemas de distribuição para unidades geradoras (TUSD-g) multiplicada pelo montante de uso potência da geradora.

52. A TUSD-g é composta por 3 componentes e suas respectivas metodologias de cálculo estão estabelecidas por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 349, de 13/01/2009:

(i) TUSDg-D/DIT: calculada pela metodologia locacional e composta pelos custos de remuneração das redes e respectivos encargos setoriais vinculados ao fio;

(ii) TUSDg-ONS: calculada como selo (rateio pelos montantes de uso), igual para todos os

geradores e tem como objetivo recuperar os custos da receita anual do Operador Nacional do sistema – ONS, calculada de forma proporcional aos Montantes de Uso da Transmissão – MUST e aos Montantes de Uso da Distribuição – MUSD; e

(iii) TUSDg-T: calculada pela metodologia locacional e composta pelos custos de

remuneração dos sistemas de transmissão, este componente é calculado quando o fluxo de potência resultar em exportação de geração das redes da distribuidora para a Rede Básica.

53. Dos custos mencionados, o referente ao EUSDg-D/DIT já está inserido na parcela B da distribuidora e é calculado apenas para definição da estrutura tarifária. Quanto aos outros (referente ao ONS e a Rede Básica) devem ser incorporados nos custos de transporte (parcela A) da distribuidora acessada. 54. Todos os custos, referentes ao uso dos sistemas de distribuição para unidades geradores conectadas nas redes de distribuição são calculados e homologados anualmente pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD e informados para a SRE. Esses valores devem ser atualizados desde a data da homologação até a data de reajuste da distribuidora.

55. As Figuras a seguir apresentam o fluxo de cálculo dos custos de transporte de energia em DRA e DRP.



Figura 5 – Fluxo de Cálculo dos Custos de Transporte na DRA



SRE-SRD/ANEEL

SRT/ANEEL

SRT/ANEEL

Custos de Transporte de Energia em DRP

Transporte Itaipu

Rede Básica Contratos

Iniciais

Rede Básica

Rede Básica Fronteira

Uso do Sistema de Distribuição

Conexão

Encargo de Uso devido

Exportação para Rede Básica na

Encargo de Uso relativo ao encargo

ONS

Tarifas Vigentes

Demandas no Período

de Referência

Tarifas Vigentes para cada Item de

Custo

Demandas Contratadas por Item de Custo no

Período de Referência

+

+

+

+

+

+

MUST Itaipu

+

x

Fim

IGPM

+

Figura 6 – Fluxo de Cálculo dos Custos de Transporte em DRP

III.1.D. Dos Encargos Setoriais – Submódulo 3.4 56. Os Encargos Setoriais são custos suportados pelas concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, instituídos por Lei com destinação específica que resultam de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. O repasse dos Encargos Setoriais aos consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio-econômico financeiro contratual e, ainda, que não se caracterizem como custos de compra ou transporte de energia elétrica. 57. Integram o Submódulo 3.4 do PRORET os seguintes encargos setoriais:

(i) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; (ii) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; (iii) Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; (iv) Encargo de Serviços do Sistema – ESS;



(v) Encargo de Energia de Reserva – EER; (vi) Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos – CFURH; (vii) Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE; (viii) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D; (ix) Reserva Global de Reversão – RGR; e (x) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS.

Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 58. A Lei nº 5.899/1973 instituiu o rateio de ônus e vantagens decorrentes do consumo dos combustíveis fósseis, na época relacionado às necessidades dos sistemas interligados. Com a publicação da nº Lei 8.631/1993, o rateio passou a considerar o custo de consumo de combustíveis para geração de energia elétrica nos sistemas isolados, e, por meio de seu regulamento, Decreto nº 774/1993, restou nomeada como Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis para os Sistemas Isolados (CCC-ISOL). 59. Por meio da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, resultado da conversão da Medida Provisória nº 466, de 29 de julho de 2009, estendeu-se a cobertura da CCC-ISOL para o montante igual à diferença entre o custo total de geração de energia elétrica, para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada – ACR do Sistema Interligado Nacional – SIN. Esta Lei foi regulamentada pelo Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010. 60. Com a publicação da Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, a ANEEL detalhou os procedimentos para rateio dos custos da CCC-ISOL entre os agentes quotistas, tendo como parâmetros principais o mercado de cada agente e o custo unitário da CCC-ISOL a ser definido anualmente com base no orçamento necessário a assegurar a cobertura das obrigações da conta. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 61. A Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi criada pela Lei nº 10.438, de 26/04/02, posteriormente alterada pelas Leis nº 10.762, de 11/11/03, e nº 10.848, de 15/03/04, e regulamentada pelos Decretos nº 4.541, de 23/12/02, e nº 4.970, de 30/01/04, para promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional. Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica 62. A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003, e pelo artigo 2º da Lei nº 10.889, de 25 de junho de 2004, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, privilegiando empreendedores que não tenham vínculos societários com concessionárias de geração, transmissão, ou distribuição de energia elétrica, e visando, também, o aumento da participação de agentes no setor elétrico. 63. A Lei nº 10.438, de 2004, alterada pela Lei º 12.212, de 2010, também estabelece, em seu art. 3º, inciso I, alínea ‘c’, que todos os custos concernentes à aquisição da energia gerada pelo PROINFA



incorridos pela ELETROBRÁS, inclusive os custos administrativos, financeiros e os decorrentes de encargos tributários, serão rateados por todas as classes de consumidores finais atendidos pelo SIN, exclusive os integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda. 64. O Decreto nº 5.025, de 30 de março de 2004, em seu art. 15, determina que compete à ANEEL regulamentar os procedimentos para o rateio da energia e dos custos referentes ao PROINFA. Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos – CFURH 65. A CFURH foi criada pela Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989, que institui, para os Estados, Distrito Federal e Municípios, compensação financeira pelo resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais em seus respectivos territórios, plataformas continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva. 66. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x PERC, em que TAR refere-se à Tarifa Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh), GH é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica e PERC percentual definido pela Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, em 6,75%, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67, de 22 de fevereiro de 2001. Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER 67. O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, que regulamenta a Lei nº 10.848/2004, determina em seu art. 44 que a ANEEL, no reajuste ou revisão tarifária, deverá contemplar a previsão dos custos com o Encargo de Serviços do Sistema – ESS e com Encargo de Energia de Reserva – ERR, para os doze meses subseqüentes. 68. No art. 59, o Decreto nº 5.163/04 atribui que a contabilização e liquidação do encargo de serviços do sistema possa ser efetuada pela CCEE, conforme definido nas Regras e Procedimentos de Comercialização de Energia, e que os serviços do sistema devem ser compostos inclusive pelos serviços ancilares prestados aos usuários do SIN, compreendendo, dentre outros:

(i) os custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito,

por restrições de transmissão dentro de cada submercado; (ii) a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para a

regulação da freqüência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; (iii) a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos

valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e

(iv) a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os

esquemas de corte de geração e alívio de cargas. 69. A Resolução CNPE nº 8, de 20 de dezembro de 2007, aponta mais duas componente do ESS, vinculados a segurança energética do sistema, sendo ambos decorrentes de despacho fora da ordem de mérito econômico, o ESS por ordem do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE e o ESS



associado a Curva de Aversão ao Risco – CAR. 70. O EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN. Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 71. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, regulamentada pelo Decreto n.º 2.410, de 28 de novembro de 1997, e destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL. Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D 72. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético - P&D foi criado pela Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece a obrigação das concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica de aplicarem anualmente o montante de, no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme disciplinam a Resolução ANEEL nº 271, de 19 de julho de 2000, e a Resolução Normativa ANEEL nº 316, de 13 de maio de 2008. 73. A Lei nº. 9.991/2000 definiu que, até 31 de dezembro de 2015, os percentuais mínimos de 0,75% e 0,25% sejam de 0,50%, tanto para pesquisa e desenvolvimento como para programas de eficiência energética na oferta e no uso final da energia.

74. O parágrafo único do art. 1º da Lei nº 9.991/2000, incluído pela Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, estabelece a obrigação de recolhimento do adicional de 0,30% destinado ao ressarcimento de Estados e Municípios que tiverem eventual perda de receita decorrente da arrecadação de ICMS incidente sobre combustíveis fósseis utilizados para geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados. Reserva Global de Reversão – RGR 75. A Reserva Global de Reversão – RGR, criada pelo Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, tem a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica, para financiamento de fontes alternativas de energia elétrica, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos e para desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. 76. As quotas anuais da RGR, conforme estabelece a Resolução nº 023, de 5 de fevereiro de 1999, são definidas com base em 2,5% dos investimentos “pro rata tempore” efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, observado o limite de 3,0% da receita de cada concessionária. 77. O art. 8º da Lei n.º 9.648/1998, com redação dada pela Lei n.º 12.431, de 27 de junho de 2011, determina a extinção da RGR ao final do exercício 2035.



Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS 78. As Leis n° 9.648/1998 e n° 10.848/2004 e o Decreto n° 5.081, 14 de maio de 2004, definem as regras de organização e os procedimentos necessários ao funcionamento do Operador Nacional do Sistema – ONS. Tal assunto encontra-se disciplinado pelas Resoluções ANEEL n° 351, de 11 de novembro de 1998, n° 373, de 29 de dezembro de 1999, e Resolução Autorizativa nº 772, de 19 de dezembro de 2006. 79. Com base no orçamento anual do ONS aprovado pela ANEEL, as distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades de coordenação e controle da geração e da transmissão de energia elétrica do SIN. 80. Os critérios da cobertura tarifária em DRP de cada encargo setorial estão detalhados na minuta do Submódulo 3.5 do PRORET. Entretanto, aqui se destacam os seguintes procedimentos:

a) Cobertura Tarifária da CCC - A cobertura tarifária em DRP para a CCC corresponde ao produto do custo unitário da CCC-ISOL para o ano corrente, definido em Resolução específica da ANEEL, e o mercado de fornecimento apurado para o período de referência e observada a dedução do mercado associado aos consumidores integrantes da Subclasse Residencial de Baixa Renda.

A apuração do mercado de fornecimento deve considerar a integralidade do mercado cativo e livre atendido pelo agente de distribuição deduzida eventual geração própria de consumidores livres com autoprodução ou produção independente de energia.

퐶퐶퐶_퐷푅푃 = 퐶푢푠푡표푈푛푖푡á푟푖표퐶퐶퐶 × (푀퐶 + 푀퐿 − 퐴푃퐶퐿 − 푀퐵푅) (5) onde: CustoUnitárioCCC: Custo Unitário da CCC, em R$/MWh, definido em Resolução; MC: Mercado Cativo, em MWh, no período de referência; ML: Mercado Livre, em MWh, no período de referência; APCL: Geração própria de consumidores livres com autoprodução ou produção independente de energia, em MWh, no período de referência; e MBR: Mercado de Baixa Renda, em MWh, no período de referência.

O procedimento proposto para a definição da cobertura tarifaria em DRP da CCC busca refletir a proposta de regulamentação da Lei nº 12.111/2009 e do Decreto nº 7.246/2010, em especial quanto a regra de concatenação das quotas anuais com a data de reajuste tarifário. Tal regulamentação consta da Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, que detalhou os procedimentos para rateio dos custos da CCC-ISOL entre os agentes quotistas, tendo como parâmetros principais o mercado de cada agente e o custo unitário da CCC-ISOL a ser definido anualmente com base no orçamento necessário a assegurar a cobertura das obrigações da conta.

Proposta semelhante pretende-se implementar para a cobertura tarifária da CDE e PROINFA, no entanto, na minuta do PRORET foi mantida a regra de utilizar-se como cobertura tarifária a quota anual vigente definida em resolução da ANEEL.

b) Cobertura Tarifária de ESS e ERR - A cobertura tarifária em DRP para os encargos ESS e ERR corresponde a previsão anual definida pela SRE, conjuntamente com a Superintendência de



Regulação dos Serviços de Geração – SRG/ANEEL, a qual terá o seu procedimento será definido no Submódulo 5.5.

퐸푆푆_퐷푅푃 = 푃푟푒푣푖푠ã표퐸푆푆 + 푃푟푒푣푖푠ã표퐸퐸푅 (6)

Cabe destacar que a cobertura tarifária de ESS incorpora os custos previstos para o pagamento do EER, regra utilizada desde 2008, tendo em vista a natureza de tais encargos, associados a segurança do sistema elétrico, e também, devido a sua contabilização e liquidação serem coordenadas pela CCEE.

81. Os procedimentos de cálculo dos encargos setoriais em DRP estão esquematizados de forma simplificada na Figura a seguir.

SEM/ANEEL

SRE-SRG/ANEEL

SFF/ANEEL

Encargos Setoriais na DRP

ONS

RGR

Quota

Ajuste

ROL

P&D Financeiros Associados

TFSEE

ESS

CFURH

PROINFA

CDE

CCCMercado Cativo e Livres

Custo Unitário CCC

Mercado Baixa Renda

Previsão ESS

Previsão ERR

Fim

+

+

+

+

+

+

+

+Geração Esperada

Tarifa Atualizada de

Referência - TAR

Autoprodução e Produção Independente

Percentual Correspondente à Compensação

Financeira

Figura 7 – Fluxo de Cálculo dos Encargos Setoriais em DRP

82. Já para a definição dos encargos setoriais considerados em DRA, estes resultam da aplicação dos componentes tarifários associados a cada encargo, vigentes na ”Data de Referência Anterior (DRA)”, ao “Mercado de Referência Ajustado”, conforme Submódulo 7.3 do PRORET. Tal procedimento está



esquematizado na Figura a seguir.

Encargos Setoriais na DRA

Componentes Tarifários

Associados a Cada Encargo

SetorialMercado de

Referência Ajustadox

Fim

Figura 8 – Fluxo de Cálculo dos Encargos Setoriais em DRA

83. O procedimento de cálculo dos encargos setoriais em DRA é resultado da aplicação da Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão. Neste ponto cabe destacar que após as etapas de contribuições no âmbito da Audiência Pública nº 043/2009, a Diretoria Colegiada da ANEEL, em reunião pública realizada no dia 02 de fevereiro de 2010, aprovou o modelo-padrão de Termo Aditivo aos contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, para aprimoramento dos procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, de modo a assegurar a neutralidade dos itens de custos não gerenciáveis da “Parcela A”, em relação aos encargos setoriais. 84. Foi parcialmente alterada a redação da Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, especificamente no que se refere à definição do Valor da Parcela A na Data de Referência Anterior-DRA (VPA0), que passou a ser assim considerada:

VPA0: Valor da “Parcela A” considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e o “Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma:

(i) Para a energia elétrica comprada: montante de Energia Elétrica Comprada valorado pelo preço médio de repasse que foi considerado no reajuste ou na revisão anterior;

(ii) Para a conexão aos sistemas de transmissão e/ou distribuição, os valores considerados no reajuste ou na revisão anterior, e, para o uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, os montantes de demanda de potência contratados no período de referência, valorados pelas respectivas tarifas consideradas no reajuste ou na revisão anterior; e

(iii) Para os demais itens da “Parcela A”: valores resultantes da aplicação dos componentes tarifários correspondentes aos respectivos itens, vigentes na ”Data de Referência Anterior”, ao “Mercado de Referência”.

VPB0: Valor da “Parcela B” considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e o "Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:

VPB0 = RA0 - VPA0

III.2. Módulo 4: COMPONENTES FINANCEIROS 85. Conforme já mencionado nesta Nota Técnica, os componentes financeiros são valores que não fazem parte da base tarifária, ou seja, não fazem parte da tarifa econômica, entretanto refletem variações de custos incorridos pelas distribuidoras, que devem ser repassados às tarifas dos consumidores da



concessionária, no período de 12 meses subseqüentes ao processo tarifário. 86. Esquematicamente, os componentes financeiros foram segregados no Módulo 4 do PRORET da seguinte forma:

(i) Submódulo 4.1 - Conta de Variação dos Itens da Parcela A – CVA; (ii) Submódulo 4.2 - Sobrecontratação da Compra de Energia e Exposição à Diferença de

Preços entre Submercados; (iii) Submódulo 4.3 - Déficit do Programa Luz para Todos – DPLpT; e (iv) Submódulo 4.4 - Demais Componentes Financeiros - DCFs.

87. A apuração dos valores dos Componentes Financeiros deverá ser realizada conforme os procedimentos de cálculo definidos em cada Submódulo específico, entretanto, observando estritamente os conceitos gerais definidos no Submódulo 4.1.

III.2.A. Conceitos Gerais – Submódulo 4.1. 88. Na execução do Reajuste Tarifário Anual a ANEEL considera aspectos e situações não previstas nas fórmulas do IRT estabelecidas no contrato de concessão, mas, no entanto, respaldados por regulamentação específica, referidos coletivamente como Componentes Financeiros. 89. Os Componentes Financeiros devem ser entendidos como montantes (R$) apurados pela ANEEL, a cada ciclo tarifário e que são acrescentados ou subtraídos do índice de reajuste tarifário, conforme equação (2) desta Nota Técnica, objetivando prevenir qualquer desequilíbrio econômico-financeiro decorrente de obrigações legais e regulamentares, bem como para garantir a correta cobertura dos itens de Parcela A. 90. Na apuração dos valores dos Componentes Financeiros, o pleito da concessionária tem papel preponderante para sua consideração no cálculo tarifário, sendo considerados, em atenção ao princípio da modicidade tarifária, somente os componentes financeiros expressamente requeridos (a não ser que consistam em montante negativos, a serem devolvidos aos consumidores). Em caso de divergência entre os valores pleiteados e os apurados pela ANEEL, serão considerados no cálculo os menores valores. 91. No mesmo sentido de valorizar a importância do pleito de reajuste, no que tange aos Componentes Financeiros, será observado estritamente o princípio da eventualidade, entendido este como a realização de pedidos tempestivos e oportunos. Assim, não serão considerados quaisquer montantes de componentes financeiros (positivos) que façam referência a eventos ou circunstâncias de períodos tarifários anteriores e que poderiam ter sido requeridos, via pleito inicial ou recurso, em oportunidade anterior e não o foram, por inércia do agente de distribuição. Isso se dá tendo em vista a característica fundamental dos Componentes Financeiros de serem parcelas destinadas a serem recuperadas no ciclo tarifário anual imediatamente posterior ao da sua realização, não sendo admissível que produza efeitos em ciclos posteriores. 92. Ema atenção ao princípio da segurança jurídica, a listagem apresentada nos Submódulos do PRORET passa a ser considerada exaustiva, não podendo ser considerados nos processos tarifários, nem a título provisório, nem de adiantamento, quaisquer componentes financeiros que não constem prévia e expressamente do PRORET. Assim, caso sejam constatadas situações específicas, não antevistas nos Submódulos, estes deverão ser previamente revistos para contemplar a concessão do componente financeiro, evitando-se, assim, análises casuísticas que não atendam ao princípio da isonomia dos agentes



regulados. 93. Do ponto de vista da segurança jurídica, serão levados em consideração apenas valores efetivamente contabilizados, fiscalizados e validados pela ANEEL, cabendo ao agente de distribuição zelar pela qualidade e tempestividade da apuração de seus créditos para que os mesmos sejam considerados no processo tarifário, sendo vedados quaisquer procedimentos de estimativa de valores não fiscalizados, mesmo que a título provisório. 94. Ainda, a apuração e fiscalização de determinado componente financeiro retrocederão até o último item considerado no processo tarifário anterior, continuando desde então até o mais recente valor disponível, ressalvados os critérios definidos nos parágrafo 91 desta Nota Técnica. 95. A Figura a seguir resume os princípios gerais a serem seguidos para fins de apuração dos Componentes Financeiros a serem considerados nos processos tarifários.

Serão considerados apenas os componentes expressamente requeridos pela concessionária em seu pleito.

PRINCÍPIOS GERAIS DOS COMPONENTES FINANCEIROS

Em caso de divergência entre os valores pleiteados pela concessionária e os apurados pela ANEEL, serão considerados no cálculo os menores valores.

Não serão considerados quaisquer montantes de componentes financeiros (positivos) que façam referência a eventos ou circunstâncias de períodos

tarifários anteriores e que poderiam ter sido requeridos, via pleito inicial ou recurso, em oportunidade anterior.

Listagem apresentada no Módulo 4 do PRORET passa a ser considerada exaustiva, não podendo ser considerados nos processos tarifários, nem a

título provisório, nem de adiantamento, quaisquer componentes financeiros que não constem prévia e expressamente do PRORET.

Serão levados em consideração apenas valores efetivamente contabilizados, fiscalizados e validados pela ANEEL, cabendo ao agente de distribuição zelar pela qualidade e tempestividade da apuração de seus créditos para que os

mesmos sejam considerados no processo tarifário, sendo vedados quaisquer procedimentos de estimativa de valores não fiscalizados, mesmo que a título

provisório.

III.2.B. CVA – Submódulo 4.2. 96. A CVA foi criada pela Portaria Interministerial nº 296/2001, com o objetivo de criar mecanismo de compensação das variações de valores de itens da Parcela A – CVA ocorridas no período entre processos tarifários. Em 24 de janeiro de 2002, a Portaria Interministerial nº 25/2002 substituiu a Portaria Interministerial nº 296/2001 e em 26 de novembro de 2004, a Portaria Interministerial nº 361, incluiu as variações de custos de aquisição de energia elétrica no cálculo da CVA. Os itens de custo da Parcela A de que trata a CVA são:

(i) Potência de ITAIPU Binacional;



(ii) Aquisição de Energia Elétrica; (iii) Transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; (iv) Uso das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica; (v) Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos – CFURH; (vi) Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC; (vii) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; (viii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; e (ix) Encargo de serviços do sistema – ESS e Encargo de energia de reserva – EER

97. Em função do disposto na referida Portaria Interministerial, a ANEEL regulamentou os procedimentos e critérios de cálculo da CVA por meio das Resoluções nº 491/2001 (Potência de Itaipu), 492/2001 (CCC), 493/2001 (Transporte de Itaipu), 494/2001 (Rede Básica), 495/2001 (CFURH), 089/2002 (ESS), 184/2003 (CDE), 153/2005 (Aquisição de Energia) e 189/2005 (Proinfa). 98. De acordo com a Portaria Interministerial nº 25/2002:

“Art. 2º. O saldo da CVA é definido como o somatório das diferenças, positivas ou negativas, entre o valor do item na data do último reajuste tarifário da concessionária de distribuição de energia elétrica e o valor do referido item na data de pagamento, acrescida da respectiva remuneração financeira”.

99. Conforme as Resoluções vigentes, o saldo da CVA é resultado da diferença entre a cobertura tarifária concedida no processo tarifário e as despesas incorridas pela concessionária, sendo obtida como base nas faturas apresentadas pela mesma. Por exemplo, para o cálculo da CVA de energia, utiliza-se a seguinte fórmula:

퐶푉퐴 = 푀푊ℎ × (푃푟푒ç표 푃푟푎푡푖푐푎푑표 − 푃푟푒ç표 퐶표푛푠푖푑푒푟푎푑표 푛표 푅푒푎푗푢푠푡푒) × 푆퐸퐿퐼퐶 (7)

onde: MWh = Montante de energia elétrica constante da fatura mensal paga com a aquisição de energia elétrica para cada contrato; n = número de pagamentos mensais (faturas) com a aquisição de energia elétrica para cada; e SELICaci = taxa de juros SELIC acumulada entre o dia de ocorrência da diferença de que trata o art. 2º e o trigésimo dia anterior ao reajuste tarifário anual subseqüente, expressa ao dia.

100. Observa-se conforme fórmula acima que o saldo da CVA é apurado com base no montante de energia elétrica constante de fatura apresentada pela concessionária. A partir deste montante, compara-se o preço praticado, após fiscalização da ANEEL, e o preço considerado no reajuste/revisão anterior. Portanto, de acordo com a metodologia vigente, apura-se o saldo da CVA para as faturas apresentadas. 101. Entretanto, entende-se que a CVA deve capturar a diferença entre cobertura tarifária e pagamentos, independentemente da apresentação das faturas por parte da concessionária. Para tanto, propõe-se que o saldo da CVA seja apurado retirando-se toda a cobertura tarifária concedida no processo tarifário e considerando os pagamentos apresentados e fiscalizados, de forma independente. Assim, no minuta do Submódulo 4.2 do PRORET, propõe-se:

a) Fórmula de Cálculo da CVA: O saldo da CVA passará a ser obtido pela aplicação da seguinte fórmula:



퐶푉퐴 5º 푑푖푎 ú푡푖푙 = 푃퐺푇푂− 퐶푇 (8)

onde:

PGTO = pagamento total, em R$, relativo ao item da Parcela A, validado pela ANEEL; e CT = cobertura tarifária total, em R$, relativa ao item da Parcela A, concedida no processo tarifário anterior.

Assim, para fins de apuração da CVA, a concessionária deverá apresentar todos os pagamentos e estes serão considerados após fiscalização e aprovação pela ANEEL. Já a cobertura tarifária será obtida com base nos valores concedidos no processo tarifário e informações regulatórias. Por exemplo, para a cobertura tarifária de compra energia, propõe-se a seguinte fórmula:

퐶푇_퐶퐸 = (퐸퐶 × 푇푀퐶퐸_퐷푅푃 ) × 푆퐸퐿퐼퐶 (9)

onde: ECi: montante de energia, em MWh, necessária para o atendimento de 100% da carga regulatóriarelativa ao mês de competência da cobertura tarifária i, TMCE_DRPn-1: Tarifa média, em R$/MWh, de cobertura tarifária para o mês i de competência; e SELICi: selic acumulada entre a data-base da cobertura tarifária i até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento.

b) Data base da cobertura tarifária: Para fins de aplicação da SELIC sobre a cobertura tarifária, propõe-se que seja estabelecido o décimo quinto dia do mês subseqüente ao mês de competência da cobertura tarifária como a data-base de realização da mesma.

c) Período de Competência da CVA: Além da fórmula de cálculo, propõe-se também que seja alterado o período de competência do cálculo da CVA. De acordo com as Resoluções que regulamentaram o cálculo da CVA, a concessionária deve enviar à ANEEL, no primeiro dia útil seguinte ao trigésimo dia anterior à data do reajuste tarifário anual, a documentação relativa à apuração do saldo da CVA até o trigésimo dia anterior à data do reajuste tarifário anual.

Entretanto, na minuta do submódulo 4.2 do PRORET, propõem-se que para as coberturas tarifárias, serão consideradas aquelas compreendidas entre o período a partir da última competência de cobertura tarifária incluída na CVA em Processamento do ano anterior e a cobertura tarifária com data-base até o 60º dia anterior à data do reajuste tarifário em processamento.

Já para os pagamentos, serão considerados os pagamentos correspondentes aos meses de competência pertencentes ao respectivo período de fiscalização. O período de fiscalização compreende os meses de competência cujos prazos para pagamento ocorram entre o 59º dia anterior à data do último reajuste tarifário homologado e o 60º dia anterior à data do reajuste tarifário em processamento.

Especificamente para a CVA de energia, para o último mês de competência do período de fiscalização, deverão ser consideradas apenas as faturas dos contratos de compra de energia, que quando realizados em parcelas, integralizam o total do pagamento, isto é, contemplem todas as parcelas de pagamento. Dessa forma, as parcelas de pagamentos não integralizados até 60º dia



anterior à data do reajuste tarifário em processamento deverão ser consideradas na apuração da CVA em processamento do ano subseqüente.

Em complemento a este procedimento, visando evitar que haja um descasamento entre cobertura tarifária e pagamentos considerados na CVA, quando excluídas as parcelas de pagamento não integralizadas, a cobertura tarifária relativa à compra de energia, com o mês da data-base igual ao mês de pagamento das parcelas excluídas, será considerada na CVA em processamento do reajuste tarifário subseqüente.

d) Data de limite de envio das informações da CVA: Quanto às informações da CVA, propõe-se a alteração do prazo de envio, devendo a concessionária de distribuição de energia elétrica enviar à ANEEL, em até 5 dias úteis após o 60º dia anterior à data do reajuste tarifário, a documentação relativa à apuração das despesas relativas à CVA.

e) Situação de Inadimplência: Propõe-se que nos casos em que a concessionária, na data contratual do cálculo tarifário, estiver inadimplente com as obrigações intrassetoriais de que trata o art. 10 da Lei n° 8.631, de 4 de março de 1993, para fins de cálculo da CVA, deverão ser observados os seguintes procedimentos:

(i) Serão consideradas apenas as CT dos meses de competência em que tiver ocorrido

pagamento do item de custo correspondente; (ii) Para os meses em que houver pagamento das despesas, deverá ser considerada a CT

que a concessionária teria direito em situação de adimplência com suas obrigações intrassetoriais; e

(iii) Fica vedada a consideração de pagamentos correspondentes a meses de competência anteriores ao período de fiscalização do processo tarifário em processamento.

102. Os procedimentos de cálculo da cobertura tarifária de todos os itens que compõe a CVA estão detalhados na minuta do submódulo 4.2 do PRORET. 103. Cabe destacar, que embora esteja sendo proposta a separação da cobertura tarifária e o pagamento, as fórmulas de cobertura tarifária mantém a mesma sistemática de cálculo do saldo da CVA, embora com alteração na data da cobertura. 104. Ainda em relação à CVA, a Portaria Interministerial n° 25/ 2002 define em seu art. 3º:

“Art. 3º. O saldo da CVA deverá ser compensado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica da concessionária nos 12 (doze) meses subseqüentes à data de reajuste tarifário anual, sendo eventual diferença considerada no cálculo do reajuste tarifário seguinte. § 4º No final do período que trata o "caput", verificar-se-á se o saldo da CVA foi efetivamente compensado, levando-se em consideração as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição do reajuste tarifário da concessionária e o mercado verificado nos 12 (doze) meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada, sendo eventual diferença na compensação do saldo da CVA considerada no reajuste tarifário anual subseqüente”.



105. Para a definição do saldo da CVA efetivamente compensando, denominado de CVA Saldo a Compensar, deve-se comparar a CVA faturada pela concessionária no período de referência e o valor devido resultante da taxa SELIC realizada no período. Neste procedimento, destaca-se que:

a) CVA Faturada: A CVA Faturada deverá ser obtida pela aplicação do componente tarifário relativo à CVA em Processamento do anterior, vigente em DRA, sobre o Mercado de Referência Ajustado, conforme Submódulo 7.3 do PRORET; e

b) Sazonalização da CVA Faturada Mensal: O valor da CVA Faturada Mensal é apurado segundo o perfil mensal da receita de faturamento da concessionária (mercado cativo).

106. A Figura a seguir apresenta o esquema simplificado de cálculo da CVA proposta no âmbito do PRORET.

Figura 9 – Fluxograma de Cálculo da CVA

III.2.C. Sobrecontratação de Energia – Submódulo 4.3. 107. O art. 38 do Decreto n.º 5.163/2004 determina que, no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica de que tratam os seus art. 36 e 37 às tarifas dos consumidores finais, a ANEEL deverá considerar até 103% do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento do agente de distribuição. Este repasse foi regulamentado pela Resolução Normativa n.º 255, de 6 de março de 2007 e alterações posteriores, e é denominado repasse de sobrecontratação de energia. 108. Para o cálculo da sobrecontratação de energia deve-se:



(i) Definir a referência para o cálculo da carga anual de fornecimento do agente de distribuição, e esta é sempre a carga regulatória, ou requisito regulatório, ou, ainda, a energia requerida. O conceito de carga regulatória, de maneira simplificada, envolve toda a energia vendida (faturada) pela concessionária, acrescida das perdas determinadas pelos percentuais regulatórios definidos a cada ciclo de revisão, conforme detalhado na seção III.1.B desta Nota Técnica.

(ii) Calcular a carga real, ou seja, o total da energia vendida acrescida das perdas reais incorridas pela distribuidora. Idealmente, esse valor se obteria por medidores distribuídos por toda a rede de distribuição. Essa opção, entretanto, é inexequível, o que obriga a determinação indireta. Considerando que a carga total da distribuidora deve ser suprida pelos contratos com as geradoras, e eu eventuais diferenças são “zeradas” no denominado mercado de curto prazo (MCP) pela CCEE, o montante de energia correspondente a essa carga real foi considerado, aqui, como sendo a soma de todos os contratos do período mais o saldo líquido (em megawatts-hora) das negociações no MCP.

(iii) Calcular os níveis mensais de compra de energia resultantes dos contratos de compra e venda de energia, firmados pela concessionária e geradores, e da sazonalização mensal dos valores contratados.

109. Tais procedimentos podemos ser visualizados no gráfico a seguir:

Gráfico 1 – Exemplo de Cálculo da Sobrecontratação de Energia 110. No gráfico, é possível enxergar, mês a mês, a composição contratual na mancha colorida. O empilhamento dos contratos foi realizado conforme ordem de prioridade, de forma a criar uma ordenação de corte horizontal (o chamado fator K horizontal) para a determinação de qual energia comporá a sobrecontratação dado o limite de repasse dos custos de compra de energia em até 103% da carga regulatória. 111. Os montantes negociados no MCP são representados pelos desvios entre o mercado real e o total contratado. Nos meses em que a linha do mercado real ficou acima do total contratado significa que

-

20.000,00

40.000,00

60.000,00

80.000,00

100.000,00

120.000,00

140.000,00

jan/2010 fev/2010 mar/2010 abr/2010 mai/2010 jun/2010 jul/2010 ago/2010 set/2010 out/2010 nov/2010 dez/2010

Existente

Ajuste

GDCP

Nova+Alt

Bilat+GDDV

It+PRO+GP

Mercado reg

Mercado real



houve exposição, ou seja, a distribuidora precisou de uma compra no mercado de curto prazo. Já nos demais meses, houve sobrecontratação, de forma a distribuidora foi ao MCP para vender no curto prazo. A diferença anual entre a venda total e a compra total no curto prazo representará o saldo líquido da sobrecontratação, de forma que valores positivos representam que houve sobrecontratação e valores negativos que a concessionária ficou exposta, isto é, os montantes contratos de energia não foram suficientes para atender ao seu mercado.

112. Obtido o nível de sobrecontratação de energia, este é limitado a 103% da carga regulatória. Para o repasse, determina-se o montante mensal que será repassado, fazendo a distribuição do total sobrecontratado pelos meses em que houve venda no MCP.

113. Feita a distribuição mensal do montante sobrecontratado, determina-se a composição desse montante mês a mês, seguindo a ordenação mostrada no empilhamento do gráfico da figura, de cima para baixo (CCEAR de energia existente, leilão de ajuste, contratos de geração distribuída pós-2004, CCEAR de energia nova). Caso o montante de sobrecontratação mensal supere o total desses contratos enumerados, pode-se fazer o corte horizontal também em contratos bilaterais pré-2004.

114. No nosso exemplo dado no gráfico 1, o corte horizontal atingirá apenas os contratos de energia existente. Ao determinar quanto de energia existente ainda sobra para compor o requisito regulatório, temos o fator K horizontal propriamente dito.

115. Para a determinação do montante a ser considerado no repasse do total do requisito regulatório, ainda se faz necessário o acerto entre o mercado real e o regulatório. O simples desconto da sobrecontratação, na quase-totalidade das vezes, não elimina o excedente das perdas reais sobre as regulatórias. Assim, o próximo passo é determinar, dentre os contratos pós-2004, quanto será usado para compor o requisito regulatório.

116. Caso o montante dos bilaterais pré-2004 (incluindo os denominados “irredutíveis”, compostos de contratos de Itaipu, PROINFA, iniciais e montantes de geração própria — quando houver) supere o requisito regulatório, o montante dos contratos pós-2004 a ser considerado é zero. Esse caso, todavia, é excepcional, e o manual do PRORET, em seu submódulo 4.3 descreve os procedimentos nessa situação.

117. Para o caso geral, o que se faz é determinar que percentagem dos contratos pós-2004 remanescentes após a sobrecontratação é necessária para compor o requisito regulatório. Essa percentagem é o fator de corte vertical, ou, equivalentemente, o fator K vertical. Essa denominação se deve ao fato de, ilustrativamente, o procedimento ser semelhante a um corte na barra vertical que representa a contratação acumulada no mês. A figura a seguir tenta representar mais claramente o argumento, para um mês qualquer de um caso genérico:



118. O valor do repasse da sobrecontratação deve ser determinado por meio da diferença entre o valor recebido pela energia vendida no MCP — o preço de liquidação das diferenças (PLD) — e a média de preço dos contratos que entraram no repasse da sobrecontratação. De maneira intuitiva, pode-se dizer que, mês a mês, o repasse da sobrecontratação é dado por:

푅푒푝푎푠푠푒 푑푎 푆표푏푟푒푐표푛푡푟푎푡푎çã표= 푚표푛푡푎푛푡푒 푟푒푝푎푠푠푎푑표× (푝푟푒ç표 푚é푑푖표 푝푎푔표 푝푒푙표푠 푐표푛푡푟푎푡표푠 푐표푛푠푖푑푒푟푎푑표푠 푛표 푟푒푝푎푠푠푒− 푃퐿퐷 ) (10)

119. O submódulo 4.3 também expõe o modo de calcular o ajuste financeiro do risco de sazonalização no MCP. Esse ajuste visa a neutralizar o risco decorrente da composição líquida do montante sobrecontratado. Por exemplo, caso o saldo líquido da sobrecontratação tivesse ocorrido num perfil flat (ou seja, em montantes iguais nos dose meses do ano), não haveria risco nenhum. Entretanto, ao ocorrerem meses com exposição e meses com sobrecontratação, a distribuidora passa a ter um risco das diferenças entre os preços no MCP dos meses expostos e sobrecontratados. Para a neutralização desses riscos, portanto, realiza-se o ajuste financeiro. 120. Os procedimentos do ajuste são trabalhosos, mas, de maneira simplificada, pode-se dizer que se consideram os montantes passíveis de repasse tanto na venda quanto na compra, após o cálculo da sobrecontratação, multiplicados pela diferença de entre preço médio dos contratos pós-2004 considerados no ajuste e o PLD (para o caso da venda) ou pela diferença entre o PLD e a tarifa média de repasse de energia considerado no processo tarifário vigente no mês em questão (para o caso de compra).

121. Por fim, há casos em que os cálculos do repasse de sobrecontratação e do ajuste financeiro não são necessários. Quando, durante o ano, há exposição líquida, o repasse de sobrecontratação é zero. Já em anos em que os doze meses possuem sobrecontratação (ou os doze meses possuem exposição), o ajuste financeiro é zero, tendo em vista que não há risco de sazonalização. Destaca-se que qualquer penalidade devida à exposição é determinada no âmbito da CCEE, não cabendo ao cálculo tarifário determiná-la ou incluí-la nas tarifas da distribuidora.

Existente

AjusteGDCP

Nova+Alt

→GDCP

Nova+Alt

Total contratado mensal

Corte horizontal

Cor

te v

ertic

al

Bilat+GDDV

It+PRO+GPEnergia a ser repassada após

cortes

Bilat+GDDV

It+PRO+GP

Existente

Ajuste



122. Os procedimentos de cálculo da sobrecontratação podem ser observados de forma simplificada no fluxo a seguir.

Figura 10 – Fluxo de Cálculo da Sobrecontratação de Energia

123. Por fim, cabe destacar que o Submódulo 4.3 aperfeiçoará os procedimentos disciplinados pela Resolução Normativa n.º 255/2005 e incluirá alterações, com vistas a considerar casos excepcionais aos procedimentos:

a) Tais casos excepcionais envolvem distribuidoras com pequeno lote contratado de CCEAR, o que força a aplicação de fator K a contratos bilaterais anteriores a março de 2004.

b) Também se estabelecem as condições de cálculo da sobrecontratação, nos termos do art. 22 do Decreto n.º 7.246/2010, que trata da interligação de distribuidoras do sistema isolado.

III.2.D. Déficit do Programa Luz para Todos - DPLpT – Submódulo 4.4. 124. Em 11 de novembro de 2003, o Decreto n° 4.873 instituiu o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica – LUZ PARA TODOS, destinado a propiciar, até o ano de 2008, o atendimento em energia elétrica à parcela da população do meio rural brasileiro que ainda não possui acesso a esse serviço público. 125. De acordo com o referido Decreto, os recursos necessários para o custeio do Programa Luz Para Todos - PLpT serão oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), instituída como subvenção econômica pela Lei n° 10.438, de 26 de abril de 2002, da Reserva Global de Reversão (RGR), instituída pela Lei n° 5.655, de 20 de maio de 1971, de agentes do setor elétrico, da participação dos Estados, Municípios e outros destinados ao Programa. 126. Nos dois primeiros ciclos de revisões tarifárias o Fator X foi definido por meio da metodologia



de Fluxo de Caixa Descontado – FCD, no qual são projetados os custos operacionais, os investimentos e as receitas até a revisão tarifária seguinte. Entretanto, nas projeções realizadas não foram previstos os recursos necessários à implementação do PLpT de forma que sua execução trouxe um desequilíbrio na relação entre receitas e custos definida na revisão. 127. Assim, o componente financeiro Déficit do Programa Luz para Todos – DPLpT tem por objetivo mensurar a diferença entre receitas e custos e repassá-la às tarifas. Os custos relativos ao PLpT têm a mesma natureza dos itens de Parcela B, são custos operacionais e custos de capital que são calculados da seguinte forma:

(i) Investimentos feitos com recursos da concessionária – remunerados pelo custo médio ponderado de capital (WACC);

(ii) Investimentos feitos a partir de financiamento da RGR – remunerado pela taxa de remuneração dos recursos da RGR;

(iii) Quota de reintegração calculada sobre os investimentos realizados com recursos próprios e financiamento da RGR, baseado na taxa de depreciação definida na revisão tarifária;

(iv) Os recursos da CDE e dos Governos Estaduais são contabilizados como Obrigações Especiais e, portanto, não fazem jus à remuneração ou depreciação; e

(v) Custos Operacionais têm por base o modelo de empresa de referência, com revisão das frequências em função dos ativos relativos ao PLpT serem recém implementados.

128. Cabe destacar que o investimento considerado no cálculo do déficit é limitado ao avanço dos contratos validado pela Eletrobrás e considera a participação entre as fontes de recursos definida nos contratos relativos a cada tranche do PLpT. 129. Já a receita considerada para o cálculo do DPLpT é resultado da aplicação da TUSD Fio B sobre o mercado dos consumidores conectados pela programa, uma vez que o déficit refere-se à Parcela B. 130. A metodologia aplicável e os procedimentos de repasse tarifário dos déficits incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica em função da execução do PLpT, descritos resumidamente acima, foram submetidos ao processo de Audiência Pública nº 10/2007, resultando na homologação da Resolução Normativa nº 294, de 11 de dezembro de 2007. A Nota Técnica nº 321/2007-SRE-SFF detalha a metodologia de cálculo do déficit do PLpT e responde às contribuições trazidas naquela oportunidade.

131. Para o cálculo do DPLpT proposto no âmbito do PRORET, faz-se a seguinte consideração:

a) A minuta do Submódulo 4.4 basicamente reitera os termos da Resolução Normativa nº. 294/2007, apenas tornando claro que o déficit se limita à revisão tarifária do Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP e que o Modelo de Empresa de Referência a ser utilizado se refere ao Primeiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 1CRTP. A limitação do repasse financeiro à revisão tarifária do 3CRTP se justifica pela inclusão dos efeitos decorrentes da implementação do PLPT no cálculo do Fator X, tornando desnecessário preservar o tratamento dado como componente financeiro. Já a utilização da Empresa de Referência do 1CRTP se deve à maior



aderência entre os dados de ativos físicos que são validados pela Eletrobrás e os dados de entrada relativos àquele modelo.

132. A Figura a seguir apresenta o esquema simplificado de cálculo do DPLpT.

Custos

Fim

TUSD Fio-B

Mercado PLpT

ELETROBRÁS

Investimentos Recursos RGR

Investimentos Recursos Próprios

Custos Operacionais

Parâmetros Empresa de Referência

1CRTP

Receitas

x

WACC

Taxa de Depreciação

Remuneração RGR

Remuneração dos Investimentos e

Quota de Reintegração+

-

Déficit do Programa Luz para Todos - DPLpT

Figura 11 – Fluxograma de Cálculo do Déficit do Programa Luz para Todos

III.2.E. Demais Componentes Financeiros – Submódulo 4.5. 133. Como exposto no Submódulo 4.1, a listagem dos Componentes Financeiros é exaustiva, não podendo ser considerados nos cálculos tarifários quaisquer componentes que não estejam expressamente previstos no PRORET. Além disso, os Demais Componentes Financeiros - DCFs listados somente poderão ser considerados conforme procedimentos e critérios definidos no Submódulo 4.5, não sendo admitindo outro tipo de cálculo ou metodologia de apuração, mesmo que se trate de assunto correlato ou semelhante. 134. Os DCFs foram classificados em subcategorias conforme quadro abaixo:



Subsídios 135. Os financeiros de Subsídios são os DCF que visam equilibrar a receita das empresas, que, por força de lei ou ato administrativo, aplicaram subsídios, geralmente na forma de descontos, para certas classes de consumidores. 136. Para fins de apuração do financeiro, o desconto será considerado aplicado na data que o consumidor subsidiado pagou a fatura subsidiada (Data de Aplicação do Subsídio). 137. Os financeiros de Subsídio são compostas por 3 itens, o Ressarcimento, Previsão e Reversão, cada um com critério de admissibilidade e metodologia de cálculo diferentes:

(i) Ressarcimento: refere-se ao ressarcimento de receitas perdidas pela concessionária devido a subsídios concedidos a certas classes de consumidores por imposição legal ou regulamentar não descrita no contrato de concessão e será reconhecido, de maneira geral, somente por meio de fiscalização executada pela ANEEL.

(ii) Previsão: refere-se ao componente financeiro adicionado à tarifa da concessionária, objetivando evitar um déficit possivelmente prejudicial de receita ao longo do subseqüente período tarifário.

(iii) Reversão: refere-se a reverão do valor corrigido da Previsão contemplada no Reajuste ou Revisão Tarifária anterior.

Garantias financeiras na contratação de CCEARs 138. O financeiro de Garantias Financeiras na contratação de compra de energia que visa repassar os custos decorrentes da liquidação e custódia das garantias financeiras, restrito aos custos com garantias financeiras previstos nos contratos de que tratam os art. 15 (geração distribuída por chamada pública), art. 27 (CCEAR de leilões de energia nova e existente) e art. 32 (leilões de ajuste) do Decreto nº 5.163/2004.



139. Somente serão admitidos os montantes de faturas pagas dentro do Período de Fiscalização, apenas referentes aos custos com garantias financeiras previstos nos contratos de que tratam os art. 15, art. 27 e art. 32 do Decreto nº 5.163/2004, devidamente fiscalizados. 140. O DCF da Garantia CCEAR será igual ao somatório dos montantes reconhecidos pela fiscalização, atualizados pelo IGPM.

Saldo a compensar RTE 141. No âmbito da crise energética que atingiu o país no ano de 2001, a Administração Pública, objetivando diminuir os efeitos da crise, implementou políticas de contenção do consumo de energia elétrica, o que causou a diminuição da receita e de lucro das distribuidoras. Assim, foi realizada a Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE com o objetivo de restabelecer o equilíbrio econômico financeiro causado por estas políticas. 142. Nesse sentido, o componente financeiro Saldo a compensar RTE tem como finalidade devolução de montantes coletados a título RTE em excesso pelas concessionárias de distribuição. 143. A apuração dos montantes do Saldo a compensar da RTE será apurada baseada nas informações enviadas pela Concessionária sobre a arrecadação a título de RTE, que serão auditadas e validadas pela ANEEL para fins de cálculo do Financeiro.

Penalidade por descumprimento de meta de Universalização 144. O Componente Financeiro Penalidade por Descumprimento de Meta de Universalização trata da penalidade descrita inicialmente pela Resolução n° 223, de 29/04/2003, alterada pela Resolução n° 238, de 28 de novembro de 2006, a ser aplicada nas tarifas das distribuidoras de energia elétrica que descumprirem as metas de universalização, se houverem pedidos de fornecimento. 145. A aplicação deste financeiro ocorrerá no procedimento tarifário seguinte à decisão administrativa da ANEEL pela aplicação da penalidade por descumprimento das metas, analisado e apurado de acordo com as regras descritas na Resolução nº 238/2006. 146. As informações necessárias para apuração do redutor tarifário, como as metas de universalização e o total de pedidos de atendimento não realizados, serão apuradas e informados pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE/ANEEL.

Repasse de compensação de continuidade 147. O Repasse de Compensação de Continuidade é uma compensação financeira devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de distribuidoras a outras distribuidoras, conforme item 6.1.5.2 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 148. As informações necessárias para apuração do componente financeira serão informadas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD/ANEEL.

Neutralidade Financeira dos Encargos Setoriais 149. A Neutralidade dos Encargos Setoriais é o DCF resultante do aditivo contratual do Contrato



de Concessão, firmado em 2010, que alterou a forma de cálculo dos reajustes tarifários anuais visando à neutralidade dos Encargos Setoriais da Parcela A.

Recálculo de Reajuste/Revisão Anterior 150. O Ajuste de erros, resultado de recursos e recálculos refere-se ao componente financeiro destinado especificamente para tratar tarifariamente os seguintes eventos:

(i) Erros: Decorrentes de erros de cálculos no Reajuste/Revisão anterior, por iniciativa da ANEEL, que não foram objetos de Recursos Administrativos;

(ii) Resultado de recursos: Decorrentes do cumprimento de um resultado de um Recurso Administrativo impetrado contra a ANEEL; e

(iii) Recálculos: Decorrentes de qualquer recálculo no Reajuste/Revisão, mas somente se a sua aplicação tenha sido prevista.

151. A metodologia de cálculo do Ajuste deverá ser formulada para se adequar à natureza do ajuste, tendo como diretrizes básicas:

(vi) O índice de atualização deverá ser o mesmo que o usado no cálculo do objeto ajustado. Caso não haja nenhuma indicação do índice de atualização, deverá ser utilizado o índice IGP-M;

(vii) Para fins de abertura tarifária, o Ajuste terá a mesma natureza (parcela B, TUSD, TE, etc) do objeto ajustado; e

(viii) Caso o objeto ajustado tenha múltiplas naturezas, o Ajuste será de todas estas naturezas.

Saldo componente financeiro a compensar ano anterior 152. O Saldo Financeiro a Compensar Ano Anterior refere-se à diferença entre o financeiro faturado total e a cobertura tarifária do financeiro considerado no Reajuste/Revisão anterior, apurada no Período de Referência da Empresa. Destaca-se que a CVA em Processamento e o Saldo a compensar CVA Ano Anterior não se incluem para fins de apuração deste financeiro. 153. O financeiro faturado total é o montante total que representa a quantia recolhida pelas concessionárias dos consumidores, a título de algum componente financeiro. Já a cobertura tarifária do financeiro é o montante total dos componentes financeiros considerados no cálculo do Reajuste/Revisão passado. 154. Quanto aos componentes financeiros, cabe destacar as seguintes considerações:

a) Subsídios – Para os subsídios tarifários, propõe-se que a partir do 3CRTP sejam considerados na estrutura tarifária de forma que a receita calculada com base nos valores da Parcela A e da Parcela B em DRP possa ser rateada entre cada grupo de consumidores. Ao aplicar a metodologia de “mercado ajustado”, garante-se que os preços gerados retornem a receita requerida, observada a premissa de que mercado se realiza conforme considerado no procedimento de abertura tarifária.



Após este procedimento, os componentes financeiros relativos aos subsídios deixarão de ser considerados no reajuste tarifário, uma vez que se entende que qualquer variação na composição do mercado entre “subsidiado” e “subsidiante” passa a ser risco de mercado da concessionária3.

b) Repasse de Compensação de Continuidade - Foi estudada a possibilidade de considerar o Repasse de Compensação de Continuidade como Outras Receitas, ou como um componente econômico. No entanto, considerando que a natureza deste pagamento ser diversa de uma Receita (pois não ocorre uma contra-prestação de serviço ou produto), além de sua natureza esporádica, foi concluída que o tratamento mais apropriado seria através de um componente financeiro.

c) Saldo componente financeiro a compensar ano anterior - Está sendo proposta a inclusão do componente financeiro Saldo Financeiro a Compensar Ano Anterior na mesma linha da CVA saldo a compensar, objetivando neutralizar a variação de mercado sobre os componentes financeiros. O componente financeiro, diferentemente do componente econômico, é externo ao cálculo tarifário definido no Contrato de Concessão. Tendo em vista que a inclusão de tais componentes financeiros visa apenas compensar dispêndios ou receitas externas ao cálculo tarifário e não relacionados à evolução do mercado, cabe, portanto, a sua neutralização.

155. A Figura a seguir apresenta o Fluxograma Simplificado de Cálculo dos Demais Componentes Financeiros, ressaltando que tais valores deverão ser considerados nos processos tarifários conforme princípios gerais definidos no Submódulo 4.1 do PRORET.

3 Por exemplo, assumindo um caso hipotético em que a receita calculada para a DRP é de $ 1.000 e o mercado uniforme, concentrado em uma única classe (apenas de energia, para fins de simplificação), é de 100 MWh, tem-se uma tarifa de $ 10/MWh. Caso 40% desse mercado (40 MWh), porém, tenha direito a “subsídio” de 50% desconto na tarifa, a maneira de distribuir as tarifas é considerar que o mercado de 40 MWh, na verdade, é de 20 MWh — como se se aplicasse o desconto sobre o mercado, e não no preço, o que é indiferente para o cálculo da receita. Assim, teríamos um mercado de 60 MWh (mercado sem subsídio) + 20 MWh (mercado com subsídio ajustado) = 80 MWh. A tarifa, então, seria $ 12,50/MWh.

Com isso, garante-se o faturamento de $ 1.000, desde que o mercado se realize conforme o utilizado no procedimento de abertura: o mercado de 60 MWh sem o “subsídio” faturará 60 × 12,50 = $ 750, e o mercado “subsidiado” faturará 40 × 12,50 × (1 – 0,50) = $ 250, compondo os $ 1.000 pretendidos.

Observe-se que, dessa maneira, qualquer variação na composição do mercado entre “subsidiado” e “subsidiante” passa a ser risco de mercado da concessionária, pois a situação se reduz a um caso de discriminação de preços de terceiro grau, conforme definido na Microeconomia: definem-se grupos que não podem revender o produto entre si, evitando a arbitragem, e com elasticidades-preço de demanda diferentes entre si. Economicamente, o procedimento de homologar uma tarifa de $ 12,50 (no nosso exemplo) e dizer que para aquele grupo especial (composto pelos 40 MWh) deve ser concedido “subsídio” de 50% é equivalente a homologar uma tarifa de $ 12,50 para o grupo dos 60 MWh e outra tarifa de $ 6,25 para o grupo dos 40 MWh.



* O componente financeiro Subsídio Total somente será considerado até o 3º Ciclo de Revisões Tarifárias

Figura 12 – Fluxo de Cálculo dos Demais Componentes Financeiros

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 156. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 06 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 157. O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão.



V. DA CONCLUSÃO 158. Devido à necessidade de consolidação dos regulamentos tarifários, é proposto o detalhamento dos procedimentos de cálculo do reajuste tarifário e dos componentes financeiros, conforme documentos anexos. VI. DA RECOMENDAÇÃO 159. Com respaldo na atribuição legal que compete à ANEEL, recomenda-se que seja instaurada Audiência Pública, na modalidade intercâmbio documental, com vistas a colher subsídios à elaboração de ato regulamentar, a ser expedido pela ANEEL, para regulamentar os procedimentos relativos ao processo de reajuste tarifário anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica e de cálculo dos componentes financeiros a ser considerados nos reajustes e revisões das concessionárias de distribuição. VII. ANEXOS 160. Os Submódulos abaixo relacionados constituem os Anexos a esta Nota Técnica e abordam os procedimentos de cálculo dos IRT econômico e dos componentes financeiros considerados nos reajustes e revisões tarifárias das concessionárias de distribuição:

Submódulo 3.1 – Procedimentos gerais – Aborda aspectos do cálculo do Índice de Reajuste Tarifário, a partir dos custos calculados nos outros submódulos;

Submódulo 3.2 – Custos de Compra de Energia - Aborda a forma de calcular os custos de compra de energia para fim do cálculo tarifário;

Submódulo 3.3 – Custos de Transporte - Aborda a forma de calcular os custos de transporte a partir dos preços homologados pela ANEEL e montantes contratados;

Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais – Aborda a definição dos custos vigentes de cada um dos encargos setoriais;

Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais – Define os aspectos gerais dos componentes financeiros; Submódulo 4.2 – CVA – Define os critérios e procedimentos de cálculo da CVA; Submódulo 4.3 – Sobrecontratação de Energia e Exposição à Diferença de Preços entre

Submercados - Define a metodologia de repasse e de cálculo dos custos de sobrecontratação de energia e da exposição à diferença de preços entre submercados;

Submódulo 4.4 – Programa Luz para Todos - Define os critérios e procedimentos de repasse dos custos associados ao Programa Luz para Todos; e



Submódulo 4.5 – Demais Componentes Financeiros – Define quais são os demais componentes financeiros que são considerados nos reajustes tarifários e seus respectivos procedimentos de cálculo.

ADRIANNA AMORIM CRUZ ALEXANDRE KENJI TSUCHIYA Especialista em Regulação Especialista em Regulação

CRISTINA SCHIAVI NODA DANIEL KLUG NOGUEIRA Especialista em Regulação Especialista em Regulação

LEANDRO CAIXETA MOREIRA MARCELO HLEBETZ DE SOUZA CRISTINA SCHIAVI NODA Especialista em Regulação Especialista em Regulação Especialista em Regulação

MAURICIO LOPES TAVARES WELLINGTON CARLOS CARVALHO Especialista em Regulação Especialista em Regulação

EDUARDO DE ALENCASTRO Líder do Processo de Reajuste Tarifário

De acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

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Nota Técnica nº 323/2011-SRE/ANEEL - idec.org.br · Nota Técnica nº 323/2011-SRE/ANEEL Em 13 de dezembro de 2011. Processo: 48500.001107/2011-21 Assunto: ... prestação de serviços