RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.091, DE 14 DE MAIO DE 2024 (parte 4 de 10)

4.2.4.2. Concessionárias com contratos com centrais de geração no Sistema Isolado
132. Em função da sistemática de reembolso dos custos de geração, para os contratos com centrais de geração no Sistema Isolado – SI – ou contratos ainda vigentes firmados antes da
interligação, utiliza-se o conceito de condomínio virtual.
133. Sob esse conceito, os custos unitários são calculados em função do custo total mensal de geração, 𝐶𝑇_𝐼𝑆𝑂𝑚, e da quantidade mensal de geração associada, 𝑄𝑀𝑚, de forma que o preço é
obtido conforme a aplicação da fórmula a seguir:
𝑃𝑚 =
𝐶𝑇_𝐼𝑆𝑂𝑚
𝑄𝑀𝑚
(43)
134. O custo total mensal de geração será informado pela Eletrobrás à ANEEL de acordo com sistema específico para este fim.
135. A quantidade mensal total de geração associada será obtida por meio:
(i)Do Sistema de Coleta de Dados Operacionais, SCD, mantido pela Eletrobrás: para as centrais de geração não modeladas na CCEE; e
(ii)Da CCEE: quando a central de geração é modelada nesta câmara.
136. Enquanto o sistema não estiver operacional, a concessionária de distribuição deverá informar mensalmente os dados referentes aos montantes em plataforma específica da ANEEL.
137. Com relação às datas de pagamento, consideram-se as datas fiscalizadas pela SFF.
138. As restrições de repasse dos custos unitários, associadas ao condomínio, são tratadas no submódulo 6.1 do PRORET.
4.3. APLICAÇÃO DO MÉTODO 3
139. São considerados como método três:
(i) Reversão das receitas oriundas da Conta Centralizadora de Recursos da Bandeira Tarifária, Conta Bandeiras, conforme critérios definidos no Submódulo 6.8 do PRORET.
(ii) Reversão das receitas oriundas do pagamento pelos geradores de indenização decorrente da redução parcial permanente da energia contratada ou rescisão contratual, conforme disposto no
art. 2º §11 da Resolução Normativa nº 824/2018.
(iii) Reversão de 50% do valor da multa decorrente de desligamento do agente comprador da CCEE participante do Mecanismo de Venda de Excedentes, conforme disposto no art. 2º, §11 da
Resolução Normativa nº 824/2018.
(iv) Custos de ESS/EER e de compra de energia apurados pela CCEE por meio do Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC, com exceção do referente à inadimplência por desligamento de agente,
conforme disposto no art. 4º, VIII, da Resolução Normativa nº 824
(v) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”,no mês de apuração “m”, decorrente do CCGF.
(vi) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”,no mês de apuração “m”, decorrente do CCEN.
(vii) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”,no mês de apuração “m”, decorrente do CCEAR.
(viii) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”,no mês de apuração “m”, decorrente de Itaipu.
(ix) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”,no mês de apuração “m”, decorrente de usinas aptas.
(x) Ressarcimentos, em R$, associados aos contratos no ambiente de contratação regulada.
(xi) Ajuste decorrente do MCSD Ex-Post do perfil do agente “a”, no mês de apuração “m”.
(xii) Riscos financeiros, em R$, decorrentes de diferenças depreços entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme os valores dos seguintes acrônimos apurados pela CCEE:
▪ 𝐸𝐹 𝑚
𝑁𝑟𝑒𝑚: exposição financeira negativa remanescente da distribuidora no mês “𝑚”;
▪ 𝐸𝐹 𝑚
𝐴𝐽𝑟𝑒𝑚
: ajuste da exposição residual da distribuidora no mês “𝑚; e
▪ 𝐴𝐽𝑚
𝑆𝑅: rateio das receitas remanescentes do alívio das exposições financeiras no mês “𝑚”.
(xiii) Glosa de valores de custo da Rede Básica não repassáveis à tarifa, conforme definido no item 75.
(xiv) Financeiro associado aos reembolsos mensais da CCC, quando no mês de apuração “m” o custo total de geração for inferior ao ACR médio.
140. Para a reversão das receitas de Bandeiras Tarifárias, de que trata o item (i) do parágrafo anterior, não deverá ser considerada a receita de Bandeira Tarfiária relativa ao mês de competência
cuja liquidação dos resultados do mercado de curto prazo, por motivos de postergação, não foi realizada dentro do período de apuração da CVA.
141. Também é utilizado quando houver alterações de valores de despesas de pagamento ou de cobertura – variação de montantes de energia ou de potência, método dois ou montantes
monetários no método um – relativos a competências consideradas na apuração do saldo da CVA de anos anteriores, mas que, pelo regime de caixa, o ajuste financeiro se deu em data
pertencente ao período de processamento da CVA em análise.
142. Caberá à distribuidora informar, quando do envio da CVA para a SGT/ANEEL, os dados relativos a quaisquer acertos financeiros de componentes de CVA realizados por modos não descritos
no módulo 4 bem como o fluxo financeiro efetivamente realizado no período de apuração do respectivo saldo.
4.3.1. APLICAÇÃO DO MÉTODO 3 AOS EVENTOS FINANCEIROS DE CONTABILIZAÇÃO DA CCEE
143. São os itens elencados no §136, obtidos no processo decontabilização da CCEE, evento de referência zero:
𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚 = 𝐸𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚 + 𝐸𝐶𝐶𝐺𝐹 𝑎,𝑚 + 𝐸𝐶𝐷𝑎,𝑚 + 𝐸𝐶𝑄𝐴𝑎,𝑚 + 𝐸𝐶𝐼𝑇𝑎,𝑚 + ∑𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚
𝑒𝜖𝐸
+ ∑ 𝐴𝐽𝑎𝑗,𝑚
𝑎𝑗𝜖𝑀𝐴𝐶
+ 𝑀𝐶𝑆𝐷_𝑋𝑃𝑎,𝑚
(44)
onde:
𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚: resultados, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”;
𝑀𝐶𝑆𝐷_𝑋𝑃𝑎,𝑚: ajuste decorrente do MCSD Ex-Post do perfil do agente “a”, no mês de apuração “m”;
𝐸𝐶𝐷𝑎,𝑚: efeito do contrato de disponibilidade, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”;
𝐸𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚: efeito, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”, decorrente do CCEN.
𝐸𝐶𝐶𝐺𝐹 𝑎,𝑚: efeito, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”, decorrente do CCGF.
𝐸𝐶𝑄𝐴𝑎,𝑚: efeito, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”, decorrente de usinas aptas.
𝐸𝐶𝐼𝑇𝑎,𝑚: efeito, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”, decorrente de Itaipu.
𝐴𝐽𝑎𝑗,𝑚: ajuste, em R$, “𝑎𝑗”, no mês de apuração “𝑚”, efetuado por mecanismo auxiliar de cálculo.
𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚: total de ressarcimentos associadas ao contrato “𝑒”, no mês de apuração “𝑚”.
144. O saldo da CVA 5º dia útil é obtido por meio da apuração dos valores dos ajustes financeiros, em R$, na data de pagamento ou recebimento, acrescidos da remuneração financeira até o 5º
dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento:
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒𝑠 = ∑(
𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
)× 𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
𝑚
(45)
4.3.2. APLICAÇÃO DO MÉTODO 3 AOS EVENTOS DE RECONTABILIZAÇÃO DA CCEE
145. Para cada recontabilização, evento n, será lançada a diferença entre os valores em relação ao evento anterior,n-1, na data de liquidação do processo de recálculo:
4.3.2.1. EES
146. Subdivide-se em dois:
(i) Para o subcomponente ESS:
∆𝐸𝑆𝑆
𝑚
= 𝑉𝐿_𝐸𝑁𝐶𝐴𝑅𝐺𝑂𝑆𝑎,𝑚
𝑛 − 𝑉𝐿_𝑅𝐸𝑆_𝐸𝑋𝐶𝐷_𝐸𝑅𝑎,𝑚
𝑛 − 𝑉𝐿_𝐸𝑁𝐶𝐴𝑅𝐺𝑂𝑆𝑎,𝑚
𝑛−1
+ 𝑉𝐿_𝑅𝐸𝑆_𝐸𝑋𝐶𝐷_𝐸𝑅𝑎,𝑚
𝑛−1 (46)
(ii) Para o subcomponente EER:
∆𝐸𝐸𝑅
𝑚
= 𝑉𝐿_𝐴𝐽_𝐸𝐸𝑅_𝐶𝑎,𝑚
𝑛 − 𝑉𝐿_𝑅𝐸𝑆_𝐸𝑋𝐶𝐷_𝐸𝑅𝑎,𝑚
𝑛 − 𝑉𝐿_𝐴𝐽_𝐸𝐸𝑅_𝐶𝑎,𝑚
𝑛−1
+ 𝑉𝐿_𝑅𝐸𝑆_𝐸𝑋𝐶𝐷_𝐸𝑅𝑎,𝑚
𝑛−1 (47)
147. Os deltas serão atualizados pela SELIC da data de liquidação, observando o mapa de liquidação da CCEE, para o quinto dia útil.
∆_5𝐷𝑈𝐸𝑆𝑆
𝑚
= ∆𝐸𝑆𝑆
𝑚
×
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
(48)
∆_5𝐷𝑈𝐸𝐸𝑅
𝑚
= ∆𝐸𝐸𝑅
𝑚
×
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
(49)
4.3.2.2. EVENTOS FINANCEIROS DE CONTABILIZAÇÃO DA CCEE
148. Como no caso de ESS refere-se a diferença em unidades monetárias entre dois eventos contábeis consecutivos:
∆_𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚 = 𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚
𝑛 − 𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚
𝑛−1 (50)
onde:
∆_𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚: diferença de resultados, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”;
𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚
𝑛 : resultado financeiro da CCEE, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”, evento n;
𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚
𝑛−1: resultado financeiro da CCEE, em R$, atribuído ao agente “𝑎”, no mês de apuração “𝑚”, evento n-1.
149. Os valores são calculados de acordo com a equação (50).
150. Os deltas serão atualizados pela SELIC da data de liquidação para o quinto dia útil.
∆_5𝐷𝑈𝐸𝐸𝐶
𝑚
= ∆_𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚 ×
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃 (51)
4.3.2.3. ENERGIA
151. No caso tanto da CVA Contrato quanto da Glosa de energia é possível alteração de variáveis físicas.
152. O recálculo do componente da CVA Contratos será realizado sobre a parcela de cobertura sobre o valor médio, a cada evento de contabilização da CCEE:
∆_𝐶𝑉𝐴𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆
𝑚
= 𝑇𝑀𝑚 × ∆𝑄𝑚 (52)
onde:
∆𝑄𝑚: variação, em MWh, no mês de apuração “𝑚”, mantendo o preço médio de energia do cálculo original.
153. Em que:
∆𝑄𝑚 = ∑ (𝑄𝑀𝑒,𝑚
𝑛 − 𝑄𝑀𝑒,𝑚
𝑛−1)
𝑒∈𝐶𝐶𝐸𝐸
+ ∑ (𝑄𝑀𝑒,𝑚
𝑛 − 𝑄𝑀𝑒,𝑚
𝑛−1)
𝑒∉𝐶𝐶𝐸𝐸
− 𝑄𝑀𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴,𝑚
𝑛
− 𝑄𝑀𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴,𝑚
𝑛−1
(53)
154. O lançamento do ajuste será de acordo com o calendário de liquidação do MCP.
155. As variações de pagamentos serão lançadas como método três, como ajuste de faturamento do contrato e, consoante sua efetiva liquidação e não como recálculo.
156. O recálculo do componente da Glosa de energia será realizado concatenado com ano tarifário, sempre considerando as últimas variáveis disponíveis, para todos os meses em função do
cálculo envolver modulação, o que acopla os resultados de todos os meses.
157. Os deltas serão atualizados pela SELIC da data de liquidação da recontabilização para o quinto dia útil.
∆_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆
𝑚
= ∆_𝐶𝑉𝐴𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆
𝑚
×
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
(54)
∆_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴
𝑚
= ∆_𝐶𝑉𝐴𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴
𝑚
×
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶5𝐷𝑈
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝐷𝑃
(55)
5. CVA EM PROCESSAMENTO
158. A apuração do saldo da CVA em Processamento é obtida pela aplicação da remuneração projetada para o período de doze meses subsequentes sobre o saldo da CVA 5º dia útil, conforme a
seguinte fórmula:
𝐶𝑉𝐴_𝑃𝑅𝑂𝐶 = (∑ 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝑖𝑡𝑒𝑚
𝑖𝑡𝑒𝑚
×
𝑇𝑅𝐹 × (1 + 𝑇𝑅𝐹)12
(1 + 𝑇𝑅𝐹)12 − 1
) × 12 (56)
onde:
𝐶𝑉𝐴_𝑃𝑅𝑂𝐶: saldo da CVA em Processamento a ser considerado no processo tarifário;
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝑖𝑡𝑒𝑚: saldo da CVA no 5º dia útil anterior à data do processotarifário em processamento;
𝑖𝑡𝑒𝑚: itens de custos da CVA; e
𝑇𝑅𝐹: taxa mensal de remuneração financeira projetada, em %.
159. A Taxa Mensal de Remuneração Financeira Projetada – TRF – será obtida conforme fórmula a seguir:
𝑇𝑅𝐹 = (1 + 𝑚𝑖𝑛(𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶30𝑑,𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶_𝐵𝑀𝐹))
1
12 − 1 (57)
onde:
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶30𝑑: taxa SELIC anualizada, divulgada pelo Banco Central do Brasil, referente ao 30º dia anterior à data do processo tarifário; e
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶_𝐵𝑀𝐹: projeção indicada no mercado futuro para a taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros – BM&F para prazo de doze meses, referente
ao 30º dia anterior à data do processo tarifário.
6. CVA SALDO A COMPENSAR
160. Ao final do período de compensação, correspondente aos 12 meses subsequentes ao processo tarifário, verifica-se se o saldo da CVA foi compensado, considerando:
(i) As diferenças ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição do processo tarifário da concessionária e o realizado no período de compensação; e
(ii) A diferença entre a taxa SELIC projetada e a taxa SELIC apurada.
161. A CVA Saldo a Compensar é apurada considerando-se o valor do saldo da CVA 5º dia útil do processo tarifário anterior por item da Parcela A, atualizado pela SELIC efetiva mensal do 1º mês
do período de compensação, deduzindo-se o valor do saldo da CVA em Processamento faturado no respectivo mês. Ao saldo parcial resultante dessa primeira operação aplica-se o mesmo
procedimento no 2º mês e assim, sucessivamente, até o 12º mês do período de compensação.
162. Desta forma, a CVA saldo a compensar por item, 𝐶𝑉𝐴_𝑆𝐶𝑖𝑡𝑒𝑚, é obtida pela aplicação das seguintes fórmulas:
𝐶𝑉𝐴_𝑆𝐶𝑖𝑡𝑒𝑚 = ∑(𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝑖𝑡𝑒𝑚
𝑃𝑅
× (1 + 𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝑛) − 𝐶𝑉𝐴𝑓𝑎𝑡𝑛
𝑖𝑡𝑒𝑚)
𝑚
𝑛=1
(58)
onde:
𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝑖𝑡𝑒𝑚
𝑃𝑅
: CVA saldo a compensar do quinto dia útil do processo tarifário anterior ao em cálculo, PR;
𝐶𝑉𝐴𝑓𝑎𝑡𝑛
𝑖𝑡𝑒𝑚: valor faturado da CVA do item no mês n; e
𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝑛: taxa mensal da SELIC acumulada no mês n.
163. A CVA Faturada por item da Parcela A é obtida pela aplicação do componente tarifário relativo à CVA em Processamento do ano anterior, vigente na Data de Referência Anterior (DRA),
sobre o Mercado de Referência, conforme submódulo 7.3 do PRORET.
164. A apuração da CVA saldo a compensar deverá considerar, quando existente, valor devido por unidade consumidora migrante, de que trata o art. 4º da Resolução Normativa nº 473, de 24 de
janeiro de 2012.
165. O valor final da CVA 5º dia útil será aquele fiscalizado pela SFF.
8. ASPECTOS COMPLEMENTARES
166. Caso haja competências pagas em atraso, para fins de cálculo do saldo de CVA, será apurado o delta entre a cobertura tarifária e a despesa da competência, apenas quando ocorrer o
efetivo pagamento.
167. Caso haja competências pagas em atraso, a CVA 5º Dia Útil refere-se à diferença entre o somatório das despesas nas datas de pagamento e a previsão tarifária considerada no último
processo tarifário homologado da concessionária atualizada da data base para a data de pagamento, acrescida da remuneração financeira, taxa de juros SELIC para o período, até o 5º dia útil
anterior à data do processo tarifário em processamento. Para fins de atualização da cobertura, considera-se como data base, o último dia útil da competência.
168. Caso haja o parcelamento do pagamento das competências em atraso, a amortização se dará pela priorização das competências mais antigas, com exceção em que a regra da repactuação
aprovada defina critério diferente.
169. No cálculo do saldo da CVA, não serão considerados multa e juros de mora.
170. A concessionária de distribuição de energia elétrica deverá contabilizar o saldo da CVA em conta específica conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE.
ANEXO II
MINUTA SUBMÓDULO 6.3
ANEXO XLVII
Módulo 6: Demais Procedimentos
Submódulo 6.3
ENCARGO DE CONEXÃO REGULADO
Versão 2.0
1. OBJETIVO
Estabelecer a metodologia de cálculo do Encargo de Conexão de valor regulado aplicável no faturamento de Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD, associado à ativos de uso
exclusivo, nas condições dispostas no Proret.
2. ABRANGÊNCIA
Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, que possuam acessantes que utilizam ativos
exclusivos no acesso: i) unidades consumidoras conectadas em tensão igual ou superior a 230 kV, classificadas no subgrupo A1; e ii) distribuidoras, para as Tarifas de Referência da TUSD
TRANSPORTE da modalidade tarifária Distribuição sejam Tipo D1 ou D3.
3. ENCARGO DE CONEXÃO REGULADO
O Encargo de Conexão Regulado, vinculado ao Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD, deve considerar:
I. Parcela referente às instalações de propriedade de distribuidora composta pelos custos relacionados a:
a. Remuneração de capital dos ativos utilizados na conexão - RC;
b. Quota de reintegração desses ativos em decorrência da depreciação - QRR;
c. Operação e manutenção dos ativos de conexão – O&M;
d. Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE; e
e. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE.
II. Parcela referente às instalações de propriedade de transmissora vinculada à conexão da unidade consumidora - ECCT.
De acordo com a origem e a forma de cálculo, os custos do Encargo de Conexão relacionados no parágrafo anterior, são segregados em duas funções de custos:
a) Encargo de Conexão Parcela B – ECCD(PB) – formado pelos custos regulatórios relacionados às componentes I.a, I.b e I.c do parágrafo 3; e
b) Encargo de Conexão Parcela A – ECCD(PA) - formado pelos custos regulatórios relacionados às componentes I.d, I.e, I.f e II do parágrafo 3.
A Figura 1 apresenta o Encargo de Conexão e as funções de custos com os respectivos componentes de custos tarifários.
Figura 1 - Funções de Custo do Encargo de Conexão
No caso de compartilhamento das instalações de conexão, o Encargo de Conexão Regulado associado a cada acessante será determinado de forma proporcional aos respectivos Montantes de
Uso dos Sistemas de Distribuição – MUSD máximo contratados.
O Encargo de Conexão Parcela B e a parcela do Encargo de Conexão Parcela A relacionada ao custo dos encargos setoriais, serão calculados na revisão tarifária periódica da distribuidora e
atualizados nos reajustes tarifários subsequentes pelo Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M.
ENCARGO DE CONEXÃO
PARCELA B
REMUNERAÇÃO
DEPRECIAÇÃO
O&M
PARCELA A
ECCT
P&D_EE
TFSEE
A parcela do Encargo de Conexão Parcela A referente às instalações de propriedade de transmissoras - ECCT será calculada anualmente tanto na revisão quanto nos reajustes tarifários.
O faturamento do Encargo de Conexão se dará mensalmente em duodécimos de igual valor.
Para os novos acessantes o valor inicial do Encargo de Conexão Regulado será calculado a partir do início da vigência do CCD, considerando no cálculo a duração remanescente do ciclo tarifário.
3.1. ENCARGO DE CONEXÃO PARCELA B
O valor da função de custo do Encargo de Conexão Parcela B - ECCD(PB) é baseado no valor novo de reposição do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS associado às instalações de conexão e ao
sistema de medição utilizado pelo acessante.
O cálculo da função de custo ECCD(PB) se fundamenta nos princípios e procedimentos utilizados na apuração da Base de Remuneração Regulatória e no cálculo dos custos de remuneração do
capital da Parcela B.
O AIS deve ser informado pela distribuidora obedecendo a classificação modular a ser definida pela ANEEL.
Deve-se considerar para efeito de cálculo, a participação financeira do acessante sobre as instalações, consideradas para todos os efeitos como obrigações especiais vinculadas à concessão, e
portanto sem incidência da remuneração do capital e quota de reintegração.
O valor novo de reposição é obtido do Banco de Preços de Referência ANEEL, aprovado pela Resolução Homologatória nº 758, de 06 de janeiro de 2009, e alterações supervenientes, atualizado
para a data de referência da revisão tarifária da distribuidora.
A parcela de custos de operação e manutenção – O&M é obtida, por ano do ciclo tarifário, pela multiplicação do AIS pela taxa regulatória de operação e manutenção definida em 2,34% a.a..
A parcela de quota de reintegração regulatória - QRR é determinada, por ano do ciclo tarifário, com base na taxa de depreciação média dos ativos associados à conexão.
A parcela de remuneração de capital - RC é baseada na taxa de remuneração regulatória, definida para o ciclo tarifário.
A alíquota de tributos incidente sobre a parcela de remuneração de capital será diferenciada de acordo com o enquadramento legal da distribuidora para o recolhimento do Imposto de Renda
Pessoa Jurídica - IRPJ e da Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido - CSLL.
O valor anual do Encargo de Conexão Parcela B definido na revisão tarifária periódica da distribuidora, será o resultado de uma série de pagamentos constantes do Valor Presente Líquido – VPL
da série de valores anuais definidos para cada ano do ciclo tarifário da distribuidora, conforme descrito nos parágrafos 16 a 18. A taxa de desconto adotada no cálculo do VPL deve ser
necessariamente a mesma do cálculo da série de pagamentos constantes.
3.2. ENCARGO DE CONEXÃO PARCELA A
A parcela referente ao custo de P&D_EE é definida, por ano do ciclo tarifário, em 1,0% da Receita Operacional Líquida – ROL da distribuidora vinculada aos ativos de uso exclusivo.
A parcela referente ao custo de TFSEE é definida, por ano do ciclo tarifário, em 0,4% do Benefício Econômico da distribuidora vinculado aos ativos de uso exclusivo.
De modo análogo ao adotado para o cálculo do Encargo de Conexão Parcela B, o valor anual do Encargo de Conexão Parcela A relacionado a P&D_EE e TFSEE, será o resultado de uma série de
pagamentos constantes do Valor Presente Líquido – VPL da série de valores anuais definidos para cada ano do ciclo tarifário da distribuidora, conforme descrito nos parágrafos 21 e 22. A taxa de
desconto adotada no cálculo do VPL deve ser necessariamente a mesma do cálculo da série de pagamentos constantes.
A parcela do Encargo de Conexão Parcela A referente às instalações de propriedade de transmissoras - ECCT é apurada com base na receita regulatória dos ativos utilizados e vinculados ao
Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT celebrado pela distribuidora.
4. DAS OBRIGAÇÕES DA DISTRIBUIDORA
A distribuidora deverá encaminhar à ANEEL as informações definidas no Módulo 6 do PRODIST, ou no que vier a sucedê-lo, e em orientações complementares da ANEEL, conforme cronograma
estabelecido para a revisão tarifária periódica.
Para os novos acessantes, o prazo para solicitação de publicação do Encargo e envio das informações será até 170 dias antes do início da vigência do CCD.
ANEXO III
MINUTA SUBMÓDULO 10.1
ANEXO LXV
Submódulo 10.1
REVISÕES TARIFÁRIAS DE DISTRIBUIDORAS
Versão 2.0
1. OBJETIVO
Definir a organização geral e os prazos para a execução dos processos relativos ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de
energia elétrica (3CRTP).
2. ABRANGÊNCIA
Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se à revisões tarifárias periódicas de concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.
3. ASPECTOS GERAIS
3.1. RITO DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
A concessionária deverá protocolar as informações iniciais de revisão tarifária na ANEEL com antecedência mínima de 19 (dezenove) semanas da data de revisão tarifária definida no contrato de
concessão. A concessionária deverá protocolar os dados para cálculo da estrutura tarifária no prazo de 170 dias da data de revisão tarifária.
O cronograma com as principais datas do processo tarifário será encaminhado por e-mail, cadastrado na ANEEL, à distribuidora e ao conselho de consumidores juntamente com o convite para a
reunião que trata da discussão da proposta a ser submetida à audiência pública. Este cronograma terá como premissa a deliberação do processo tarifário, preferencialmente, na segunda
Reunião Pública de Diretoria que antecede a data contratual, observada a compatibilidade com demais marcos processuais.
As informações mínimas a serem protocoladas pelas concessionárias estão descritas na Seção 3.3 deste Submódulo, cabendo à ANEEL, quando necessário, formalizar a requisição de dados
adicionais.
O rito do processo de revisão tarifária observará as etapas previstas na tabela a seguir.
Tabela 1: Etapas do Processo de Revisão Tarifária
Evento Nº. de semanas antes da data de Revisão Tarifária (RTP)
1. Encaminhamento das informações de Estrutura Tarifária. 24 (170 dias)
2. Encaminhamento das informações iniciais da revisão tarifária pela concessionária. 21
3. Apresentação no sítio da ANEEL na internet, na forma de audiência pública, da proposta de revisão tarifária elaborada pela
ANEEL, dando início ao período de contribuições para todos os interessados.
13 a 14
4. Promoção, pela ANEEL, de reunião presencial da audiência pública na área de concessão da distribuidora, quando aprovada
pela Diretoria Colegiada.
8 a 9
5. Publicação no DOU, pela ANEEL, do resultado da revisão tarifária periódica. 0 a 2
6. Data da Revisão Tarifária (RTP) 0
Na contribuição à Consulta Pública a concessionária deverá atualizar parte dos dados encaminhados em função das informações iniciais até o mês anterior à data final das contribuições à
Consulta, conforme previsto na seção 3.3.
3.2. REUNIÕES AO LONGO DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA
A definição do quantitativo e momento de reuniões presenciais entre representantes da concessionária, dos consumidores e da ANEEL visa dar maior disciplina ao processo, trazendo elementos
necessários e suficientes à adequada realização do processo de revisão tarifária.
A ANEEL convidará a concessionária e os representantes dos consumidores para reuniões distintas que tratam:
i.Da discussão da proposta a ser encaminhada ao Diretor-Relator para posterior submissão à consulta pública; e
ii.Da discussão da proposta final a ser encaminhada ao Diretor-Relator, após avaliação das contribuições trazidas na audiência pública.
Além dos conselhos de consumidores, que serão convidados para as reuniões, também será facultado às associações do setor elétrico legalmente investidas da defesa dos consumidores
participarem das reuniões, desde que tempestivamente oficiem a ANEEL do interesse em participar do processo de revisão tarifária, para que possam ser identificadas e convidadas.
Fica facultado à concessionária e aos representantes dos consumidores pleitearem as seguintes reuniões, cuja oportunidade e conveniência serão avaliadas pela ANEEL:
Apresentação das informações iniciais da revisão tarifária (compete apenas às concessionárias);
Apresentação das contribuições à Consulta Pública; e
Reunião com o Diretor-Relator para eventuais esclarecimentos e/ou questionamentos, a ser realizada entre a reunião técnica indicada no inciso “ii” do parágrafo 10 deste documento, até o
quinto dia anterior à data da Reunião Pública da Diretoria (RPO-5) da ANEEL programada para homologação da revisão tarifária periódica.
Sem prejuízo das reuniões estabelecidas nos parágrafos anteriores, a concessionária e os representantes dos consumidores poderão ser convocados para reuniões extraordinárias para
esclarecimentos de pontos específicos das informações iniciais e/ou das contribuições à audiência pública, bem como particularidades da revisão tarifária específica.
3.3. INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS PELA CONCESSIONÁRIA
Nas informações iniciais do processo de revisão tarifária, a concessionária deve proceder ao cálculo dos componentes financeiros do período de referência (ano-teste realizado), dos itens de
Parcela A, além de oferecer as informações necessárias para que a ANEEL proceda ao cálculo da Parcela B.
A concessionária deverá encaminhar à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR, Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição – STD e
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira e de Mercado – SFF, as informações mínimas citadas na tabela a seguir.