RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.091, DE 14 DE MAIO DE 2024 (parte 3 de 10)

𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
=
∑ (𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
+ 𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝐹𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
) 𝑚
∑ 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
𝑚
(15)
onde:
𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
: encargo de uso do sistema de transmissão empregado como cobertura no período fora de ponta, em R$, no processo anterior ao do mês de competência m;
𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝐹𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
: encargo de uso do sistema de transmissão empregado como cobertura no período fora de ponta, em R$, no processo anterior ao do mês de competência m; e
𝑀𝑈𝑆𝑇𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑅
: montante de uso do sistema de transmissão para o período fora de ponta, em MW, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m.
69. Para a tarifa média de Rede Básica relativa à previsão tarifária do mês de competência coincidente com o mês do processo tarifário da concessionária, seu valor será obtido pro rata die para
o mês precedente e o subsequente, em função da data do processo tarifário, conforme a seguinte fórmula:
mês de processo tarifário ⇒ 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑃𝑆𝑇
𝑚
=
𝑇𝑀𝑅𝐵𝑃𝑆𝑇
𝑚−1
× (𝛿 − 1) + 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑃𝑆𝑇
𝑚+1
× (𝐷 − 𝛿 + 1)
𝐷
(16)
onde:
PST: conjunto dos postos tarifários ponta e fora de ponta.
70. Para fins de apuração dos pagamentos a serem considerados na CVA de Rede Básica, as informações serão obtidas por meio dos pagamentos fiscalizados pela SFF.
71. Serão consideradas as datas de pagamento conforme fiscalização da SFF.
72. Os montantes informados pela SGT serão distribuídos proporcionalmente ao valor pago na respectiva competência.
73. O saldo da CVA 5º dia útil referente à Rede Básica será obtido conforme a fórmula:
𝐶𝑉𝐴5𝐷𝑈𝑅𝐵 = (∑∑(
𝑃𝐺𝑇𝑂_𝑅𝐵𝑚 − 𝐶𝑂𝐵_𝑅𝐵𝑚
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
) × 𝐹𝑃𝑀𝑃
𝑝 𝑚
) × 𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
− ∑∑(
𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴_𝑅𝐵𝑚 × (1 + 𝑃𝐼𝑆_𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆𝑚
𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 𝐴𝑉𝐷 𝑇𝑅𝐼𝐵𝑚 ⁄ )
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
× 𝐹𝑃𝑀𝑃)
𝑝 𝑚
× 𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
(17)
onde:
𝑃𝐺𝑇𝑂_𝑅𝐵𝑚: pagamento de custos da Rede Básica, em R$, no mês de competência m;
𝐶𝑂𝐵_𝑅𝐵𝑚: cobertura tarifária de Rede Básica, em R$, no mês de competência m;
𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴_𝑅𝐵𝑚
: glosa de valores, em R$, no mês de competência m, relativos à aplicação dos critérios de eficiência na contratação de Rede Básica definidos nos regulamentos pela ANEEL;
𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 𝐴𝑉𝐷 𝑇𝑅𝐼𝐵𝑚: Valor total do AVD com tributos, em R$, verificado no mês de competência m; e
𝑃𝐼𝑆_𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆𝑚: montante de PIS/PASEP e COFINS, em R$, expresso noAVD, no mês de competência m.
74. Sendo que:
𝐶𝑂𝐵_𝑅𝐵𝑚 = 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
× 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
+𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
× 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
+
𝑅𝐵_𝐶𝑂𝐵𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢
𝑚
+ 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑂𝑁𝑆_𝐶𝑂𝐵𝑚 + 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑚
12
(18)
onde:
𝑅𝐵_𝐶𝑂𝐵𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢
𝑚
: despesa relativa ao uso da Rede Básica pela UHE Itaipu, em R$, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m;
𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑂𝑁𝑆_𝐶𝑂𝐵𝑚: despesa da componente “parcela relativa ao custeio do ONS da TUSDg”, aplicável às centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV, em R$,
empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m;
𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑚: despesa da componente “parcela relativa ao fluxo de exportação para a rede básica da TUSDg”, aplicável às centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV ou 88
kV, em R$, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m;
𝑀𝑈𝑆𝑇𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
: montante de uso do sistema de transmissão para o período de ponta, em MW, informado pela SGT para o mês de competência m; e
𝑀𝑈𝑆𝑇𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎
𝑚
: montante de uso do sistema de transmissão para o período de fora de ponta, em MW, informado pela SGT para o mês de competência m.
75. Para a apuração da glosa de energia, serão considerados os valores dos seguintes itens constantes dos Avisos de Débito (AVD) emitidos pelo ONS (Módulo 15, Administração de serviços de
encargos de transmissão dos Procedimentos de Rede – contendo os valores a serem pagos pelas distribuidoras pelo uso dos ativos da Rede Básica, uso da Rede Básica pela UHE Itaipu e as
componentes de despesa relativa às centrais geradoras conectadas em sua rede no nível de tensão 138 kV e 88 kV):
(i) EUST (Adicional): Refaturamento do encargo de uso do sistema de transmissão;
(ii) Redução Onerosa de MUST;
(iii) Parcela de Ineficiência na Sobrecontratação (PIS);
(iv) Adicional Ressarcimento por Sobrecarga;
(v) Adicional pela contratação pelo uso do sistema de transmissão (ADCEUST): No caso da distribuidora cuja concessão não foi prorrogada nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que
não assinou o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016.
(vi) Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem (PIU): No caso da distribuidora cuja concessão não foi prorrogada nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que não assinou o termo aditivo
ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016.
(vii) 4/3 (quatro terços) da Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem (PIU): No caso da distribuidora cuja concessão foi prorrogada nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que assinou o
termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016.
76. Especificamente em relação ao item EUST (Adicional), a glosa não será aplicada quando se tratar de faturamento com competência posterior à celebração de aditivo do Contrato de Uso do
Sistema de Transmissão – CUST –, sujeito ao pleito e à apresentação dos documentos comprobatórios pela concessionária.
77. Deverão ser considerados na apuração da glosa os custos associados à contratação de ponto não conectado por responsabilidade da distribuidora.
78. Para os casos em que a distribuidora possua custos de rede básica e não haja celebrado CUST com o ONS, a apuração da CVA Rede Básica será feita por meio do método 1, ou seja, por meio
da apuração da diferença entre as despesas realizadas, em R$, nas datas de pagamento e a respectiva previsão concedida, em R$, vigente na competência de apuração, acrescida da
remuneração financeira até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento.
4.2.4. Compra de Energia
79. Nos processos tarifários, é concedida previsão tarifária para o atendimento da carga regulatória da concessionária, refletida pela aplicação de uma tarifa média de compra de energia sobre a
energia requerida.
80. O repasse tarifário da diferença entre os preços praticados dos contratos de compra de energia e a tarifa média de previsão tarifária considerada no processo tarifário da distribuidora,
limitado à carga regulatória, será realizado por meio da apuração de dois componentes distintos:
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐸𝑁𝐸𝑅𝐺𝐼𝐴 = 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆 − 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴 (19)
onde:
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆: componente relativo ao repasse das diferenças entre os preços dos contratos de compra de energia e a tarifa média de previsão tarifária considerada no processo tarifário
da distribuidora, em R$; e
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴: componente relativo à glosa de energia decorrente de ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica, em R$.
81. Quando ocorrer recontabilizações de montantes contratuais, de carga e dos resultados do mercado de curto prazo, para as competências a partir de janeiro de 2015, será automaticamente
apurado ajuste financeiro com o objetivo de refletir as alterações no resultado da 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐸𝑁𝐸𝑅𝐺𝐼𝐴 considerada em processo tarifário, o qual será repassado pelo Método 3.
82. O recálculo de que trata o parágrafo anterior será realizado até 5 anos após seu mês de competência.
83. Situações excepcionais de recontabilizações de montantes contratuais ou de carga trazidas pelas concessionárias ou identificadas pela ANEEL poderão ser tratadas em processos específicos,
desde que o ajuste financeiro resultante do cálculo seja considerado relevante.
84. O saldo da 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆 será obtido conforme:
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆 = ∑ ∑(
𝑃𝑅𝑒,𝑚 − 𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
𝑥 𝑄𝑀𝑒,𝑚 ) × 𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
𝑒𝜖𝐸 𝑚𝜖𝑀
(20)
onde:
𝐷𝑃: é a data de pagamento;
5𝐷𝑈: é a data que representa o quinto dia útil anterior à data do processo tarifário sob cálculo;
𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚: é a tarifa média de compra de energia referente ao mês de competência m, estabelecida no processo tarifário imediatamente anterior ao mês de competência;
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝑘: número índice da taxa SELIC referente à data k;
𝐸: conjunto dos contratos da distribuidora, modelados ou não na CCEE;
𝑀: conjunto dos meses de cálculo do saldo da CVA;
𝑃𝑅𝑒,𝑚: preço de repasse regulatório, obtido conforme aplicação das restrições de repasse dos custos unitários, definidas no Submódulo 6.1 do PRORET; e
𝑄𝑀𝑒,𝑚: quantidade mensal de energia associada ao contrato “e”, no mês de apuração “m”, associada ao último evento contábil disponibilizado pela CCEE.
85. Para a previsão tarifária da compra de energia relativa ao mês de competência coincidente com o mês do processo tarifário da concessionária, o valor será pro rata die considerando as
informações referentes ao mês precedente e ao subsequente da data do processo tarifário. O valor do pro rata die da tarifa média é dado pela seguinte fórmula:
mês de processo tarifário ⇒
𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚 =
𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚−1 ∙ (𝛿 − 1)
+𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚+1 ∙ (𝐷 − 𝛿 + 1)
𝐷
(21)
86. A componente 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴, que tem como finalidade limitar o repasse das diferenças de preços associados apenas aos montantes contratuais para o atendimento da carga regulatória da
distribuidora, será obtido conforme a seguinte fórmula:
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴 = ∑((𝑃𝑅𝑀𝑚 − 𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚)× 𝐺𝑙𝑜𝑠𝑎𝑚)× 𝐹𝐶𝑀𝑚
𝑚
(22)
onde:
𝑃𝑅𝑀𝑚: preço de repasse médio, histórico, dos contratos de compra de energia, para fins de valoração da glosa de energia, no mês de competência “𝑚”, em R$/MWh; e
𝐺𝑙𝑜𝑠𝑎𝑚: glosa de energia relativa às perdas acima da meta regulatória no mês de competência “𝑚”, em MWh; e
𝐹𝐶𝑀𝑚 = fator de atualização obtido pela relação entre o delta atualizado para o quinto dia útil e o valor histórico, ambos definidos no cálculo das diferenças entre preço dos contratos e
coberturas tarifárias, para o mês m.
Sendo que:
𝐹𝐶𝑀𝑚 =
∑ (
𝑃𝑅𝑒,𝑚 − 𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
× 𝑄𝑀𝑒,𝑚)× 𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈 𝑒𝜖𝐸
∑ ((𝑃𝑅𝑒,𝑚 − 𝑇𝑀_𝐶𝑇𝑚)× 𝑄𝑀𝑒,𝑚) 𝑒𝜖𝐸
(23)
87. A glosa de energia é obtida por:
𝐺𝑙𝑜𝑠𝑎𝑚 = 𝑚𝑎𝑥(0; 𝑇𝑅𝐶𝑚 + ∑ 𝑄𝑀𝑒,𝑚
𝑒∈𝑁𝑀
− 𝐸𝑚
𝑟𝑒𝑞
) (24)
onde:
𝑇𝑅𝐶𝑚: carga da distribuidora no mês “𝑚”, obtida a partir dos dados de consumo medido da CCEE, em MWh;
𝑄𝑀𝑒,𝑚: energia contratada pela distribuidora no mês “m”, em MWh;
𝐸𝑚
𝑟𝑒𝑞
: energia requerida pela distribuidora no mês “m”, em MWh; e
𝑁𝑀: conjunto de contratos não modelados na CCEE da distribuidora.
Sendo:
𝐸𝑚
𝑟𝑒𝑞
= ∑ ((1 + 𝜋𝑚) × (𝐸𝑎,𝑚
𝑓𝑜𝑟𝑛
+ 𝐸𝑎,𝑚
𝑠𝑢 + 𝑃𝑅𝑂𝑎,𝑚
𝑆𝑈 ))
𝑚∈𝑀
×
𝑇𝑅𝐶𝑚 + ∑ 𝑄𝑀𝑒,𝑚 𝑒∈𝑁𝑀
∑ (𝑇𝑅𝐶𝑚 + ∑ 𝑄𝑀𝑒,𝑚 𝑒∈𝑁𝑀 ) 𝑚∈𝑀
(25)
onde:
𝜋𝑚: percentual médio de perda de energia relativo ao mês 𝑚, definido no processo tarifário imediatamente anterior ao do mês em análise e atualizado de acordo com o mercado realizado.
𝐸𝑎,𝑚
𝑓𝑜𝑟𝑛
: montante de energia elétrica faturada aos clientes da distribuidora para uso final pela concessionária “𝑎” no mês “𝑚”, em MWh;
𝐸𝑎,𝑚
𝑠𝑢 : montante de energia elétrica faturada a outras empresas de distribuição para revenda a consumidores finais pela concessionária “𝑎” no mês “𝑚”, em MWh;
𝑃𝑅𝑂𝑝𝑎𝑚
𝑆𝑈 : energia de PROINFA correspondente às supridas da concessionária “𝑎” no mês “𝑚”, em MWh; e
M: conjunto dos meses que compõe o cálculo do saldo da CVA de energia.
88. No cálculo da glosa deve-se empregar as últimas contabilizações disponíveis.
89. O preço de repasse médio dos contratos de compra de energia, utilizado na valoração de glosa de perdas 𝑃𝑅𝑀𝑚 será obtido pela aplicação da seguinte fórmula:
𝑃𝑅𝑀𝑚 =
∑ 𝑄𝑀𝑒,𝑚 𝑒∈𝐶𝐶𝐸𝐸 × 𝑃𝑒,𝑚 + ∑ 𝑄𝑀𝑒,𝑚 × 𝑃𝑒,𝑚 𝑒∉𝐶𝐶𝐸𝐸
∑ 𝑄𝑀𝑒,𝑚 𝑒∈𝐶𝐶𝐸𝐸 + ∑ 𝑄𝑀𝑒,𝑚 𝑒∉𝐶𝐶𝐸𝐸 − 𝑄𝑀𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴,𝑚
(26)
onde:
𝑒 ∈ 𝐶𝐶𝐸𝐸 = contratos modelados na CCEE; e
𝑒 ∉ 𝐶𝐶𝐸𝐸 = contratos não modelados na CCEE.
90. O percentual de perdas sobre energia vendida para o mês “𝑚”, 𝜋𝑚, corresponde ao valor percentual das perdas regulatórias de distribuição e rede básica sobre a energia vendida para o mês
“𝑚”.
𝜋𝑚 =
𝑃𝐷𝑚
𝐼𝑅𝑇 + 𝑃𝑅𝐵𝑚
𝐼𝑅𝑇
𝐸𝑎,𝑚
𝑓𝑜𝑟𝑛
+ 𝐸𝑎,𝑚
𝑠𝑢 + 𝑃𝑅𝑂𝑎,𝑚
𝑆𝑈
(27)
onde
𝑃𝐷𝑚
𝐼𝑅𝑇: perdas anuais no sistema de distribuição, calculada pela multiplicação de mercado do mês πm e o percentual de perdas da distribuição consideradas no processo tarifário anterior.
𝑃𝑅𝐵𝑚
𝐼𝑅𝑇: perdas anuais na rede básica do SIN, calculada pela multiplicação de mercado do mês πm e o percentual de perdas da Rede Básica consideradas no processo tarifário anterior.
91. A formulação das perdas, em cada processo tarifário, é a seguinte:
𝑃𝐷 = 𝑃𝑇 + 𝑃𝑁𝑇 (28)
𝑃𝑇 =
%𝑃𝑇 × (𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛 + 𝐸𝑠𝑢 + 𝐸𝐶𝐿,𝐷 − 𝐸𝐴1 + 𝑃𝑁𝑇)
1 − %𝑃𝑇
(29)
𝑃𝑁𝑇 = %𝑃𝑁𝑇 ⋅ 𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛𝐵𝑇 (30)
𝑃𝑅𝐵 = %𝑃𝑅𝐵 × (𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛 + 𝐸𝑠𝑢 + 𝑃𝐷) (31)
onde:
𝑃𝐷: perdas no sistema de distribuição;
𝑃𝑇: perdas técnicas no sistema de distribuição;
𝑃𝑁𝑇: perdas não técnicas no sistema de distribuição;
𝑃𝑅𝐵: perdas na rede básica do SIN;
%𝑃𝑇 = percentual de perdas técnicas definido na revisão tarifária periódica.
%𝑃𝑁𝑇: percentual de perdas não técnicas definido na revisão tarifária periódica;
%𝑃𝑅𝐵: percentual de perdas na rede básica;
𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛: energia de revenda;
𝐸𝑠𝑢: energia de repasse;
𝐸𝐶𝐿,𝐷: energia referente ao uso de consumidores livres e outras distribuidoras não supridas
𝐸𝐴1: energia entregue aos consumidores livres e cativos conectados no nível A1;
𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛𝐵𝑇: energia de revenda referente ao grupo; e
𝐸𝑖𝑛𝑗: energia injetada na rede de distribuição.
92. Caso o mês “𝑚” seja o do aniversário tarifário, a perda correspondente a este será a média ponderada pelos dias de vigência a que se refere cada percentual dos meses imediatamente
anterior e posterior a “𝑚”.
𝑚 = mês de processo tarifário ⇒ 𝜋𝑚 =
𝜋𝑚−1 × (𝛿 − 1) + 𝜋𝑚+1 × (𝐷 − 𝛿 + 1)
𝐷
(32)
93. Nos itens a seguir observam-se as especificidades relativas às formas de contratação de energia para o atendimento ao mercado e os critérios de apuração para fins de repasse na CVA
Energia.
4.2.4.1. Concessionária no SIN
94. Conforme o Decreto nº 5.163, de 2004, art. 13, com redação alterada pelo Decreto 7.805, de 2012, será contabilizada a energia elétrica, no cumprimento da obrigação de contratação para o
atendimento à totalidade do mercado dos agentes de distribuição, associada às seguintes modalidades:
(i) Contratada até 16 de março de 2004;
(ii) Contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajuste, e de novos empreendimentos de geração; e
(iii) Proveniente de:
a) Geração distribuída;
b) Usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – Proinfa;
c) Itaipu Binacional;
d) Cotas de garantia física de energia e de potência definidas para as usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013;
e) Angra 1 e 2.
95. Na apuração do saldo da CVA de energia, serão utilizadas as informações do sistema de contabilização da CCEE, no qual cada contrato de compra da concessionária recebe um número, que
será o identificador empregado.
96. No caso do contrato não ser modelado, emprega-se a codificação da distribuidora.
97. Conforme o Decreto nº 5.163, de 2004, art. 16, as concessionárias de distribuição que tenham mercado próprio inferior a 500 GWh/ano poderão adquirir energia elétrica:
(i) Com tarifa regulada do seu atual agente supridor;
(ii) Contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajuste, e de novos empreendimentos de geração;
(iii) Proveniente de geração distribuída; e
(iv) Mediante processo de licitação pública promovido pela concessionária.
98. Neste submódulo, são classificadas como concessionárias supridas aquelas que se encontram no SIN, que não são agentes da CCEE e que, portanto, possuem agente supridor.
4.2.4.1.1. Montantes mensais de energia dos contratos
99. Existe mecanismo que oferece a possibilidade de redução dos montantes contratados decorrentes dos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes, conforme
previsto no Decreto nº 5.163, de 2004, art. 29, tal é chamado de Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD.
100. A CCEE informará mensalmente à ANEEL a quantidadede energia associado ao contrato “𝑒”, no mês de apuração “𝑚”, 𝑄𝑀𝑒,𝑚, posição líquida, após MCSD.
101. Como resultado da realização do MCSD, há concessionárias cedentes, que reduzam o montante contratado, e concessionárias cessionárias, que aumentam o montante contratado.
102. Define-se 𝑄𝑇𝑃_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚 como a quantidade total das cessões sazonalizada passada do CCEAR, associada ao contrato “𝑒”, no mês de apuração “𝑚” – nesse caso o perfil de sazonalização é o
definido pelo cessionário e vendedor.
103. Define-se 𝑄𝑇𝐴_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚 como a quantidade total das cessões sazonalizada atual do CCEAR associada ao contrato “𝑒”, no mês de apuração “𝑚” – nesse caso o perfil de sazonalização é o
definido pelo cedente e vendedor.
104. Como o MCSD é liquidado centralizadamente pela CCEE, é necessário deduzir do montante 𝑄𝑀𝐶𝑒,𝑚 o total das cessões sazonalidas (passadas e atuais).
𝑄𝑀𝑒,𝑚 = 𝑄𝑀𝐶𝑒,𝑚 − (𝑄𝑇𝑃_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚 + 𝑄𝑇𝐴_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚) (33)
105. Por sua vez o montante de energia deduzido compõe a energia cessionária, 𝑄𝑀𝐶𝐸𝐶𝑒,𝑚, e cujo preço é determinado pela CCEE.
𝑄𝑀𝐶𝐸𝐶𝑒,𝑚 = 𝑄𝑇𝑃_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚 + 𝑄𝑇𝐴_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚 (34)
106. Caso haja um contrato não modelado pela CCEE, a concessionária de distribuição deverá informar mensalmente os dados referentes aos montantes em plataforma específica da ANEEL.
107. Os montantes devem ser sempre os do evento contábil disponibilizado pela CCEE.
4.2.4.1.2. Preços dos contratos
4.2.4.1.2.1. CCEAR por quantidade, LA, Itaipu, PROINFA, GP
108. Para os CCEAR de energia existente e de energia nova na modalidade por quantidade, leilões de ajustes e geração própria, a ANEEL empregará um banco de preços com valor normatizado
em relação ao índice de correção definido em cada contrato.
𝑃𝑒,𝑚 = 𝑃𝑒,𝑟𝑒𝑓 ×
𝐼𝐶𝑒,𝑚
𝐼𝐶𝑒,𝑟𝑒𝑓
(35)
onde:
𝑃𝑒,𝑚: preço do contrato “𝑒”, no mês de apuração “𝑚”;
𝑃𝑒,𝑟𝑒𝑓: preço do contrato “𝑒”, no mês de referência para correção;
𝐼𝐶𝑒,𝑟𝑒𝑓: índice de correção do contrato “𝑒”, no mês de referência para correção; e
𝐼𝐶𝑒,𝑚: índice de correção do contrato “𝑒”, relativo ao mês de apuração “m”.
109. Para a atualização do preço do contrato, será utilizada a data de reajuste definida no contrato de compra e venda de energia e, por padrão, considera-se a data de aniversário da
concessionária quando não informado.
110. No caso de central de geração em atraso ou com divergência de faturamento, caberá à distribuidora corrigir o valor do montante faturado em unidades monetárias, bem como no preço
médio unitário.
111. O preço do contrato de Itaipu é regulamentado pelo Decreto nº 4550, de 2002, e se observa as disposições lá conferidas sobre reajuste e pagamento.
𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚 =
𝑇𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑦 × 𝐶𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚 × 𝑇𝐶_𝑈𝑆$𝐷𝑃−1,𝑚,𝑦
𝐸𝐶_𝐶𝐶𝐸𝐸𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚
(36)
onde:
𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚: preço do contrato “𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢”, no mês de apuração “𝑚”, em US$;
𝑇𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑦: preço do contrato “𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢” para o ano “a” que pertence o mês “m”;
𝐶𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚: cota parte da potência de Itaipu da empresa;
𝑇𝐶_𝑈𝑆$𝐷𝑃−1,𝑚,𝑦: taxa de conversão do dólar americano para a moeda brasileira no dia anterior ao de pagamento; e
𝐸𝐶_𝐶𝐶𝐸𝐸𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚: quantidade mensal de energia associada ao contrato “Itaipu”, no mês de apuração “m”, associada ao último evento contábil disponibilizado pela CCEE.
112. O preço de Proinfa e de GP com custos na Parcela B é considerado como sendo zero.
113. O preço de GP é o valor regulatório conforme definido no submódulo 2.8 do PRORET.
4.2.4.1.2.2. CCEAR por disponibilidade, CCGF, CCEN, MCSD
114. Para os contratos de CCEAR de energia nova na modalidade por disponibilidade, de cota de garantia física, de compra de energia nuclear e os contratos relativos ao MCSD, as despesas são
calculadas pela CCEE.
115. Para CCEAR na modalidade disponibilidade o preço é obtido por meio da relação entre o somatório das despesas associadas das n parcelas do contrato “𝑒”, no mês de apuração “𝑚”, e o
valor de energia associada à despesa, 𝑄𝑀𝑒,𝑚, conforme fórmula a seguir:
𝑃𝑒,𝑚 =
(∑ 𝑃𝑛_𝑅𝑉 𝑒,𝑚 + 𝐴𝐽𝑃𝑁𝑅𝑉𝑒,𝑚 𝑁 ) + 𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚 + 𝐸𝐶𝐷𝑒,𝑚
𝑄𝑀𝑒,𝑚
(37)
onde:
𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚: total de ressarcimentos do contrato “𝑒”, relativo ao mês de apuração “𝑚”;
𝐸𝐶𝐷𝑒,𝑚: efeitos de disponibilidade do contrato “𝑒”, relativo ao mês de apuração “𝑚”
𝑃𝑛_𝑅𝑉 𝑒,𝑚: receita de venda calculada em até três parcelas, sendo“𝑛” a parcela da receita do contrato “𝑒”, relativo ao mês de apuração “𝑚”; e
𝐴𝐽_𝑃𝑛_𝑅𝑉 𝑒,𝑚: ajuste da receita de venda calculado em até três parcelas, sendo “𝑛” a parcela do contrato “𝑒”, relativo ao mês de apuração “𝑚”.
116. A partir do preço calculado conforme §115, excluídos 𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚 e 𝐸𝐶𝐷𝑒,𝑚, obtém-se a distribuição dos montantes por parcela:
𝑄𝑀_𝑃𝑁𝑒,𝑚 =
∑ 𝑃𝑛_𝑅𝑉 𝑒,𝑚 + 𝐴𝐽_𝑃𝑁_𝑅𝑉 𝑒,𝑚 𝑁
𝑃𝑒,𝑚
(38)
onde:
𝑄𝑀_𝑃𝑁𝑒,𝑚: quantidade de energia associada à parcela N que pertence o mês “m”.
117. No caso de o(s) valor(es) da(s) parcela(s) não conferir(em) com o valor lançado ou o número de parcelas ser diferente, caberá à distribuidora corrigir os dados para refletir a situação
correta.
118. Para MCSD, o preço é calculado pela CCEE para cada uma das cessões, pois a empresa cessionária recebe contratos de diversos agentes vendedores com diferentes datas de reajuste.
119. Para CCGF tem-se:
𝑃𝑒,𝑚 =
𝑅𝑉𝑀𝑒,𝑚
𝑄𝑀𝑒,𝑚
(39)
onde:
𝑅𝑉𝑀𝑒,𝑚: receita de venda mensal do perfil de agente de distribuição “𝑎”, do contrato “𝑒”, por mês de apuração “𝑚”; e
𝑄𝑀𝑒,𝑚: energia dos cotistas atribuída ao agente de distribuição para a geradora cotista “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”.
120. Para CCEN tem-se:
𝑃𝑎,𝑚 =
𝑅𝐹𝑀_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚 + 𝑃𝑉_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚
𝑄𝑀𝑎,𝑚
(40)
onde:
𝑃𝑉_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚: parcela variável mensal do perfil de agente de distribuição “𝑎”, por mês de apuração “𝑚”;
𝑅𝐹𝑀_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚: receita fixa mensal do perfil de agente de distribuição “𝑎”, sem 𝑃𝑉_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚, por mês de apuração “𝑚”;
𝑄𝑀𝑎,𝑚: somatório da energia das centrais de geração nucleoelétricas atribuída ao agente de distribuição “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”.
4.2.4.1.2.3. GD e Bilaterais
121. Para os contratos de geração distribuída e bilaterais, as distribuidoras informarão os dados de pagamento, custo faturado e montante.
122. O preço será determinado pela relação:
𝑃𝑒,𝑚 =
∑ 𝑃𝑛_𝐶𝐹 𝑒,𝑚 𝑁
𝑄𝑀𝑒,𝑚
(41)
onde:
𝑃𝑛_𝐶𝐹 𝑒,𝑚: custo faturado parcelas, sendo “𝑛” a parcela da receita do contrato “𝑒”, relativo ao mês de apuração “𝑚”;
𝑄𝑀𝑒,𝑚: somatório da energia da central de geração atribuída ao agente de distribuição “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”.
123. Se o contrato for modelado pela CCEE será empregado o montante contabilizado.
124. Se o contrato não for modelado pela CCEE será empregado o valor declarado.
125. A partir do preço calculado conforme §122, obtém-se a distribuição dos montantes por parcela:
𝑄𝑀_𝑃𝑁𝑒,𝑚 =
∑ 𝑃𝑛_𝐶𝐹 𝑒,𝑚 𝑁
𝑃𝑒,𝑚
(42)
onde:
𝑄𝑀_𝑃𝑁𝑒,𝑚: quantidade de energia associada à parcela N que pertence o mês “m”.
4.2.4.1.3. Datas de pagamento e número de parcelas
126. Para a definição das datas de pagamentos e o número de parcelas dos contratos de compra de energia, serão observadas as informações validadas pela SFF/ANEEL.
4.2.4.1.4. MCSD EN
127. A REN nº 693/2015 estabeleceu os critérios para aplicação do mecanismo de compensação de sobras e déficits de energia elétrica e de potência de contrato de comercialização de energia
elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, denominado de MCSD EN.
128. A liquidação do MCSD EN é realizada de forma centralizada pela CCEE e os valores de receita ou de pagamento decorrente do mecanismo deverão ser considerados na apuração o saldo da
CVA Energia, bem os respectivos montantes contratuais contabilizados.
4.2.4.1.5. Venda de Excedentes de Energia
129. A Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, incluiu o § 13 no art. 4º da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, estabelecendo que as concessionárias de distribuição de energia podem,
conforme regulação da Aneel, negociar com consumidores contratos de venda de energia elétrica lastreados no excesso de energia contratada para atendimento à totalidade do mercado.
130. A REN nº 824/2018 regulamentou o § 13 do art. 4º da Lei nº 9.074/1995, definindo os critérios para a realização do Mecanismo de Venda de Excedentes de Energia Elétrica – MVE, pelo qual
as distribuidoras podem vender seu excedente de energia a consumidores livres, agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração, a comercializadores e a agentes de
autoprodução.
131. A receita oriunda da venda de energia no MVE, bem como a respectiva redução dos montantes contratuais, será considerada na apuração do saldo da CVA conforme informações de
liquidação da CCEE. Quanto aos critérios de repasse tarifário do MVE definidos no Art. 5º da REN nº 824/2018, estes serão observados quando da apuração dos resultados financeiros do MCP,
conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.3 do PRORET.